KAP VERDE - Effizientes Netzmanagement und ... · Globale Umweltfazilität – Strategisches Programm für Westafrika GGDC Good Governance and Development Contract ... PS Planos Setoriais

KAP VERDE - Effizientes Netzmanagement und Speichermöglichkeiten

Zielmarktanalyse 2017 mit Profilen

www.german-energy-solutions.de

Impressum Herausgeber AHK Portugal Av. da Liberdade, 38 – 2º; 1269-039 Lissabon T: +351 213 211 200 F: +351 213 467 150 E: [email protected] Web: www.ccila-portugal.com Stand 17. Februar 2017 Druck AHK Portugal Gestaltung und Produktion AHK Portugal Bildnachweis SHUTTERSTOCK Redaktion Abteilung Marktberatung und Marketing Paulo Azevedo Tel.: (+351) 213 211 204 Fax: (+351) 213 467 250 E-Mail: [email protected] Sandra Pinto, Paulo Azevedo, Judita Aleksiejus Die Marktstudie wurde im Rahmen des AHK-Geschäftsreiseprogramms der Exportinitiative Energie erstellt und aus Haushaltsmitteln des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie gefördert. Disclaimer Das Werk, einschließlich aller seiner Teile, ist urheberrechtlich geschützt. Die Zielmarktanalyse steht dem Bundesministerium für Wirtschaft und Energie und Germany Trade & Invest sowie geeigneten Dritten zur unentgeltlichen Verwertung zur Verfügung. Sämtliche Inhalte wurden mit größtmöglicher Sorgfalt und nach bestem Wissen erstellt. Der Herausgeber übernimmt keine Gewähr für die Aktualität, Richtigkeit, Vollständigkeit oder Qualität der bereitgestellten Informationen. Für Schäden materieller oder immaterieller Art, die durch die Nutzung oder Nichtnutzung der dargebotenen Informationen unmittelbar oder mittelbar verursacht werden, haftet der Herausgeber nicht, sofern ihm nicht nachweislich vorsätzliches oder grob fahrlässiges Verschulden zur Last gelegt werden kann.

1

Inhaltsverzeichnis

Inhaltsverzeichnis .................................................................................................................................... 1

Abkürzungsverzeichnis ............................................................................................................................ 5

Zusammenfassung ................................................................................................................................. 12

1. Einleitung ........................................................................................................................................ 13

2. Zielmarkt allgemein ........................................................................................................................ 15

2.1. Länderprofil ................................................................................................................................................................ 15

2.1.1. Politischer Hintergrund..................................................................................................................................... 16

2.1.2. Wirtschaft und Finanzen ................................................................................................................................... 17

2.1.3. Außenhandel und Wirtschaftsbeziehungen zu Deutschland ........................................................................... 21

2.1.4. Arbeitsmarktsituation ...................................................................................................................................... 22

2.1.5. Investitionsklima und -förderung ..................................................................................................................... 25

2.1.6. Sektorenübergreifende Fördermittel ............................................................................................................... 29

2.2. Energiemarkt .............................................................................................................................................................. 31

2.2.1. Energieversorgung und -verbrauch .................................................................................................................. 31

2.2.2. Elektrizitätserzeugung und -verbrauch ............................................................................................................ 37

2.2.3. Energiepreise (Strom) ...................................................................................................................................... 39

2.2.4. Institutioneller und regulierender Rahmen des Energiesektors ..................................................................... 41

2.2.5. Neue Entwicklungen auf dem Energiemarkt .................................................................................................. 49

2.2.6. Energie und Entwicklung – eine untrennbar vereinte Beziehung .................................................................. 51

2.2.7. Abschließender Überblick ................................................................................................................................. 53

3. Effizientes Netzmanagement und Speichermöglichkeiten im Zielland ............................................ 54

3.1. Ausgangssituation ......................................................................................................................................................54

3.1.1. Santo Antão ........................................................................................................................................................54

2

3.1.2. São Vicente ......................................................................................................................................................... 55

3.1.3. São Nicolau ........................................................................................................................................................ 57

3.1.4. Sal ...................................................................................................................................................................... 58

3.1.5. Boa Vista ............................................................................................................................................................ 60

3.1.6. Maio ................................................................................................................................................................... 62

3.1.7. Santiago ............................................................................................................................................................. 62

3.1.8. Fogo ....................................................................................................................................................................65

3.1.9. Brava .................................................................................................................................................................. 66

3.1.10. Mikro-Netze zur Elektrifizierung von abgelegenen ländlichen Gegenden ..................................................... 67

3.2. Wirtschaftliches und technisches Potential / Marktentwicklungen ....................................................................... 69

3.2.1. Stromgestehungskosten per Insel .................................................................................................................... 69

3.2.2. Übertragungs- und Verteilungssysteme .......................................................................................................... 69

3.2.3. SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition) ...................................................................................... 70

3.2.4. Steuerung der Windkraftnutzung .................................................................................................................... 70

3.3. Verfügbarkeit und Nutzung im Zielland .................................................................................................................. 70

3.4. Mögliche Standorte für Projekte / Anlagen .............................................................................................................. 72

3.4.1. Ausbau der Nutzung erneuerbarer Energien ................................................................................................... 72

3.4.2. Umfassende und langfristige Maßnahmen....................................................................................................... 74

3.4.3. Pumpspeicher auf der Insel Santiago ............................................................................................................... 74

3.4.4. Wasserentsalzung .............................................................................................................................................. 76

4. Finanzierungsmöglichkeiten ........................................................................................................... 78

4.1. Überblick ....................................................................................................................................................................78

4.2. Finanzierungsinstrumente im Rahmen der UNFCCC.............................................................................................. 81

4.2.1. Global Environment Facility ............................................................................................................................. 81

4.2.2. GEF-Small Grants Programme (GEF-SP) ....................................................................................................... 83

4.2.3. Least Developed Countries Fund (LDCF) ....................................................................................................... 86

3

4.2.4. Special Climate Change Fund (SCCF).............................................................................................................. 86

4.2.5. Adaptation Fund (UN-Anpassungsfonds) ........................................................................................................87

4.2.6. Green Climate Fund .......................................................................................................................................... 88

4.3. Finanzierungsinstrumente außerhalb des Rahmens der UNFCCC ........................................................................ 90

4.3.1. European Union Africa Infrastructure Trust Fund (EU-AIFT) ...................................................................... 90

4.3.2. Andere Kooperationen mit der EU .................................................................................................................. 92

4.3.3. Sustainable Energy Fund for Africa (SEFA) .................................................................................................... 92

4.3.4. Africa Climate Change Fund (ACCF) ................................................................................................................95

4.3.5. Climate for Development in Africa (ClimDev-Africa) Programme .................................................................95

4.3.6. IRENA/ADFD Project Facility ......................................................................................................................... 96

5. Marktchancen für deutsche Unternehmen ...................................................................................... 99

5.1. Marktstruktur und Marktattraktivität in den Bereichen Netzmanagement und Speichersysteme ...................... 99

5.2. Marktbarrieren und Hemmnisse in den Bereichen Netzmanagement und Speichersysteme ............................ 100

5.3. Wettbewerbssituation .............................................................................................................................................. 102

5.4. Chancen und Risiken für eine Markterschließung; Markt- und Absatzpotentiale für deutsche Unternehmen . 102

5.5. Handlungsempfehlungen für deutsche Unternehmen für einen Markteinstieg .................................................. 103

6. Schlussbetrachtung ....................................................................................................................... 105

7. Zielgruppenanalyse ....................................................................................................................... 107

7.1. Branchenübergreifende Marktakteure ................................................................................................................... 108

7.1.1. Staatliche Institutionen .................................................................................................................................. 108

7.1.2. Forschungseinrichtungen / Universitäten ..................................................................................................... 110

7.1.3. Energieversorgung / -vertrieb .......................................................................................................................... 111

7.1.4. Branchenverbände ........................................................................................................................................... 112

7.1.5. Beratungsunternehmen ................................................................................................................................... 113

7.1.6. Banken .............................................................................................................................................................. 114

7.2. Branchenspezifische Marktakteure ......................................................................................................................... 115

4

7.2.1. Bauunternehmen und Architekturbüros ........................................................................................................ 115

7.2.2. Energiedienstleistungsunternehmen (ESCOs) ...............................................................................................117

7.2.3. Weitere Unternehmen auf dem kapverdischen Energiemarkt ...................................................................... 118

7.3. Messen ...................................................................................................................................................................... 120

8. Tabellenverzeichnis ........................................................................................................................ 121

9. Abbildungsverzeichnis .................................................................................................................. 122

10. Quellenverzeichnis ........................................................................................................................ 124

10.1. Experteninterviews & Kontakte ............................................................................................................................... 124

10.2. Publikationen und Vorträge .................................................................................................................................... 124

10.3. Internetquellen ......................................................................................................................................................... 126

10.4. Monographien .......................................................................................................................................................... 129

5

Abkürzungsverzeichnis

AA SE4ALL Agenda de Ação para a Energia Sustentável para Todos

Aktionsagenda für Nachhaltige Energie für Alle

ADECO Associação para a Defesa do Consumidor

Verbraucherschutzverband

AfDB African Development Bank Afrikanische Entwicklungsbank

AGOA African Growth Opportunity Act

Gesetz zur Förderung des Wachstums und der Chancen für Afrika

AICEP Agência para o Investimento e Comércio Externo de Portugal Agentur für Investitionen und Außenhandel Portugals

AKP Gruppe der afrikanischen, karibischen und pazifischen Staaten

AP Área Protegida

Schutzgebiet

ARE Agência de Regulação Económica

Wirtschaftsregulierungsbehörde

BCV Banco de Cabo Verde

Kapverdische Nationalbank

BIP Bruttoinlandsprodukt

CEEAC Comunidade Económica dos Estados da África Central

Zentralafrikanische Wirtschaftsgemeinschaft

6

CERMI Centre of Renewable Energy and Industrial Maintenance of Cabo Verde

Zentrum für erneuerbare Energie und Industrieinstandhaltung

CNE Conselho Nacional de Energia

Nationaler Energierat

CIC Centro Internacional de Comércio

Internationales Handelszentrum

CII Centro Internacional Industrial

Internationales Industriezentrum

CIN Centro Internacional de Negócios

Internationales Geschäftszentrum

CIPS Centro Internacional de Prestação de Serviços

Internationales Dienstleistungszentrum

CPLP Comunidade dos Países de Língua Portuguesa

Gemeinschaft der Staaten Portugiesischer Sprache

DCI Development Co-operation Instrument

Instrument für Entwicklungszusammenarbeit

DNEIC Direção Nacional de Energia, Indústria e Comércio

Nationaldirektion für Energie, Industrie und Handel

DNOT Diretiva Nacional de Ordenamento do Território

Nationale Richtlinie für die Raumordnungsplanung

ECREEE ECOWAS Centre for Renewable Energy and Energy Efficiency

ECOWAS Zentrum für erneuerbare Energien und Energieeffizienz

7

EEF Europäischer Entwicklungsfonds

EIB Europäische Investitionsbank

EIF Europäischer Investitionsfonds

EPA Economic Partnership Agreement

Wirtschaftspartnerschaftsabkommen

EREP ECOWAS Renewable Energy Policy

Politik der ECOWAS für erneuerbare Energien

EROT Esquema Regional de Ordenamento do Território

Regionales Schema für die Raumordnungsplanung

ESCO Energy Service Companies

Energiedienstleistungsunternehmen

GCI Global Competitiveness Index

Globaler Wettbewerbsfähigkeitsindex

GDS Grupo de Diálogo Setorial

Gruppe für den sektorialen Dialog

GEF Global Environmental Facility

Globale Umweltfazilität

GEF-SPWA Global Environmental Facility – Strategic Programme for Westafrika

Globale Umweltfazilität – Strategisches Programm für Westafrika

GGDC Good Governance and Development Contract

Good-Governance- und Entwicklungsvereinbarung

8

GSP Generalised Scheme of Preferences

Allgemeines Präferenzsystem

INE CV Instituto Nacional de Estatística, Cabo Verde

Statistisches Amt von Kap Verde

IPP Independent Power Producer

Unabhängiger Stromerzeuger

IRENA International Renewable Energy Agency

Internationale Agentur für erneuerbare Energien

IUP Imposto Único sobre o Património

Vermögenssteuer

IUR Imposto Único sobre o Rendimento

Körperschaftssteuer

IWF Internationaler Währungsfonds

LBOTPU Lei de Bases de Ordenamento do Território e Planeamento Urbanístico

Rahmengesetz der Raumordnung und Städteplanung

LCOE Levelised Cost of Energy

Stromgestehungskosten

MEE

Ministério da Economia e Emprego

Ministerium für Wirtschaft und Beschäftigung

MIC Middle Income Countries

Länder mittleren Einkommens

MDR Ministério de Desenvolvimento Rural

Ministerium für ländliche Entwicklung

9

MFP Ministério das Finanças e Planeamento

Finanz- und Planungsministerium

PD Plano Detalhado

Detailplan

PDER Plano Diretor das Energias Renováveis

Generalplan für die erneuerbaren Energien

PDM Plano Diretor Municipal

Flächennutzungsplan

PDU Plano de Desenvolvimento Urbano

Plan für die städtische Entwicklung

PEOT Planos Especiais de Ordenamento do Território

Spezialpläne für Raumordnung

PESER Plano Estratégico para o Setor das Energias Renováveis

Strategieplan für den Sektor der erneuerbaren Energien

PNAEE Plano Nacional de Ação para a Eficiência Energética

Nationaler Aktionsplan für Energieeffizienz

PNAER Plano Nacional de Ação para as Energias Renováveis

Nationaler Aktionsplan für erneuerbare Energien

PPA Power Purchase Agreement

Stromabnahmevertrag

PS Planos Setoriais

Sektoriale Pläne

ROI Return of Investment

Ertrag des investierten Kapitals

10

SE4ALL

Sustainable Energy for All

Nachhaltige Energie für Alle

SIDS Small Islands Development States

Kleine Inselentwicklungsstaaten

SSA SMICs Small middle-income countries in sub-Saharan Africa

Länder der Süd-Sahara kleineren und mittleren Einkommens

TCF Technical Cooperation Facility

Fazilität für technische Zusammenarbeit

UEMOA União Económica e Monetária do Peste Africano

Westafrikanische Wirtschafts- und Währungsunion

UNDP United Nations Development Programme

Entwicklungsprogramm der Vereinten Nationen

UNEP United Nations Environment Programme

Umweltprogramm der Vereinten Nationen

UNIDO United Nations Industrial Development Organization

Organisation der Vereinten Nationen für industrielle Entwicklung

UOpEREE Unidade Operacional para as Energias Renováveis e Eficiência Energética

Operative Task Force für erneuerbare Energien und Energieeffizienz

WEF World Economic Forum

Weltwirtschaftsforum

WHO Welthandelsorganisation

11

WTTC World Travel and Tourism Council

Internationale Interessensvertretung der Tourismuswirtschaft

ZDER Zonas de Desenvolvimento de Energias Renováveis

Entwicklungszonen für erneuerbare Energien

ZDTI Zonas de Desenvolvimento Turístico Integral

Integrierte Entwicklungszonen für den Tourismus

12

Zusammenfassung

In der vorliegenden Zielmarktanalyse soll der Frage nachgegangen werden, inwiefern der kapverdische Energiemarkt im

Marktsegment des Netzmanagements und der Speichermöglichkeiten attraktiv ist. Zu diesem Zweck wird eine umfangrei-

che Analyse der Marktbedingungen durchgeführt, wobei die Studie insbesondere auf die politischen und wirtschaftlichen

Rahmenbedingungen sowie auf den Energiemarkt und auf das Stromversorgungssystem eingeht und die entsprechenden

Entwicklungen darlegt.

Kap Verde ist von Primärenergieträgern stark abhängig und Strom wird hauptsächlich aus fossilen Brennstoffen gewonnen,

die importiert werden müssen. Die Rechnung für die Leistungsbilanz des Landes ist hoch. Ferner haben die hohen

Strompreise, die auf die Importkosten von fossilen Brennstoffen zurückzuführen sind, einen negativen Einfluss auf die

gesamtwirtschaftliche Situation des Archipels. Folglich dürften Investitionen in der effizienten und erneuerbaren

Energieproduktion positive Erträge erzeugen und gleichzeitig die Anfälligkeit des Landes gegenüber einem Preisanstieg

der fossilen Brennstoffe verringern.

Kap Verde durchläuft aktuell einen Energiewandel und stellt damit ein großes Potential dar für die Einführung von

Technologien und Maßnahmen im Bereich Netzmanagement und Speichermöglichkeiten, mit dem Ziel einer höheren

Durchdringung von erneuerbaren Energien im Stromnetz zu erlangen.

Kap Verde ist jedoch in vielerlei Hinsicht auf internationale Erfahrung und Know-how angewiesen. Auch die Kapazität des

Landes, Auslandsinvestitionen anzuziehen, ist von grundlegender Bedeutung.

Die neue kapverdische Regierung verfolgt weiterhin das ehrgeizige Ziel der 100%igen Elektrizitätsversorgung aus

erneuerbaren Energien und verpflichtet sich damit, die entsprechenden notwendigen strukturellen Änderungen auf dem

Energiemarkt weiter umzusetzen. Mit diesen deutlichen und ehrgeizigen Zielen möchte Kap Verde ihre vorreitende Rolle

in der Region behaupten. Zusätzlich können die für Kap Verde entwickelten Lösungen auf andere kleine Inselstaaten

übertragen werden.

13

ZIELMARKTANALYSE KAP VERDE 2017 – Effizientes Netzmanagement und Speichermöglichkeiten auf Kap Verde

1. Einleitung

Die vorliegende Zielmarktanalyse „Effizientes Netzmanagement und Speichermöglichkeiten auf Kap Verde“ wurde im

Rahmen der Exportinitiative Energie von der Deutsch-Portugiesischen Industrie- und Handelskammer (AHK Portugal)

in den Monaten Januar und Februar 2017 verfasst. Sie hat zum Ziel, deutschen Unternehmen und interessierten Perso-

nen einen Einblick in den kapverdischen Energiemarkt, insbesondere in das Potential eines effizienten Netzmanagements

und von Speichermöglichkeiten, zu ermöglichen.

Im Mai 2015 wurde erstmals eine Exportinitiative mit dem Thema „Energieeffiziente Lösungen unter Einbindung von

erneuerbaren Energien für Inseln am Beispiel der Kap Verden“ und im Februar 2016 eine weitere Exportinitiative Erneu-

erbare Energien mit dem Thema „Energieeffiziente Lösungen unter Einbindung von erneuerbaren Energien für den Tou-

rismussektor Kap Verdes“ von der AHK Portugal durchgeführt. Im Vorfeld dieser Veranstaltungen wurden ebenfalls Ziel-

marktanalysen verfasst, um den Teilnehmern einen umfassenden Einblick in den Energiemarkt Kap Verdes zu gewähren.

Seit diesem Zeitpunkt stehen zum Großteil keine aktuelleren Daten zur Verfügung, weshalb manche Informationen zum

Teil identisch sind mit den ersten beiden verfassten Zielmarktanalysen.

Kap Verde ist von Primärenergieträgern stark abhängig und Strom wird hauptsächlich aus fossilen Brennstoffen gewon-

nen, die importiert werden müssen. Die Rechnung für die Leistungsbilanz des Landes sowie für die Privathaushalte und

Unternehmen ist hoch.

In den letzten Jahrzenten konnte Kap Verde eine beeindruckende Entwicklung im sozialen und wirtschaftlichen Bereich

erfahren, im Dezember 2007 erhielt das Land den Status der Länder mit mittlerem Einkommen (MIC). Die verbesserte

wirtschaftliche Lage des Landes spiegelt sich in einem erhöhten Energieverbrauch wider. Zusätzlich üben das schnelle

Wachstum des Tourismussektors und die damit verbundenen Bedürfnisse an Energie und Wasser einen verstärkten

Druck auf das kapverdische Grundversorgungssystem aus. Die ausreichende Versorgung mit Energie und Wasser ist ein

entscheidender Faktor für die Entwicklung auf den Kap Verden und stellt das Land vor strategische und infrastrukturelle

Herausforderungen.

Die politische Strategie der vorherigen Regierung für den Energiesektor setzte auf die Sicherheit, Effizienz, Nachhaltig-

keit und Unabhängigkeit von fossilen Brennstoffen und leitete somit eine Energiewende ein.

Im Jahr 2010 wurden zwei Solarparks eingeweiht, im Oktober der Solarpark auf der Insel Sal mit einer Kapazität von

2,14 MW und im November der Solarpark auf der Insel Santiago mit einem Output von 4,28 MW.

Im darauffolgenden Jahr wurden drei Windparks in Betrieb genommen, einer auf der Insel Santiago (9,35 MW), einer auf

der Insel São Vicente (5,95 MW) und einer auf der Insel Brava (0,5 MW). Im Jahr 2012 kamen zwei weitere dazu, näm-

lich auf der Insel Sal (7,65 MW) und auf der Insel Boa Vista (2,55 MW).

Die damalige Regierung stellte sich das ehrgeizige Ziel, eine 100%ige Elektrizitätsversorgung aus erneuerbaren Energien

bis 2020 umzusetzen.

Der gesetzliche Rahmen wurde in zwei Nationalen Aktionsplänen erarbeitet. Der Nationale Aktionsplan für Energieeffizi-

enz Plano Nacional de Acção para a Eficiência Energética (PNAEE) und der Nationale Aktionsplan für erneuerbare

Energien Plano Nacional de Acção para as Energias Renováveis (PNAER) wurden im April 2015 verfasst und traten

nach der Veröffentlichung in Oktober 2015 im offiziellen Amtsblatt der Republik Kap Verdes in Kraft.

Im März 2016 gab es nach den Parlamentswahlen einen Regierungswechsel. Die neue Regierung unterstützt weiterhin

eine erhöhte Integration von erneuerbaren Energien, jedoch unter Erwägung technischer und wirtschaftlicher Durchführ-

barkeitsaspekte. Was den Zeithorizont anbelangt, so möchte sich die neue Regierung nicht festlegen.

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Der Anteil an produzierter Energie aus erneuerbaren Energiequellen beträgt etwa 35% in Jahreszeiten mit günstigen

Windverhältnissen, jedoch wird der Output an Windenergie abgeregelt, um die Stabilität des Netzsystems zu sichern. Die

installierte Kapazität an Windenergie reicht bei voller Nutzung unter günstigen Windverhältnissen aus, um etwa 44% des

Strombedarfs von Kap Verde abzudecken. Um den Anteil erneuerbarer Energien an dem produzierten Strom zu verbes-

sern, wäre ein höherer Nutzungsgrad in Erwägung zu ziehen. Dies stellt wiederum Anforderungen an das Netzmanage-

ment und an Energiespeichersysteme.

Der kapverdische Energiemarkt durchläuft eine Wende. Diese Wende bedeutet auch Chancen für deutsche Investoren

und Unternehmen, die ihre technischen Lösungen, ihre Produkte und ihr Know-how auf dem Gebiet Netzmanagement-

und Energiespeicherlösungen „Made in Germany“ auf Kap Verde anbieten möchten.

Die Größe bzw. die mangelnde Größe des kapverdischen Marktes mag einerseits für Großinvestoren unattraktiv sein; an-

dererseits bieten die Kap Verden gute Bedingungen für Demonstrations- und Pilotprojekte, die dann auf andere Situatio-

nen übertragen werden können. Kap Verde möchte sich diesbezüglich innerhalb der ECOWAS positionieren.

Im Rahmen der SE4ALL-Initiative der Vereinten Nationen möchte wiederrum die Region ECOWAS eine Pionierrolle in

der Förderung des Programms einnehmen. Im Juli 2013 haben die Staats-und Regierungschefs der Region ECOWAS

zwei wegweisende Dokumente verabschiedet. Auf der einen Seite die ECOWAS Renewable Energy Policy (EREP), die die

Erhöhung des Anteils an erneuerbaren Energien im gesamten Energiemix der Region auf 48% zum Ziel hat; und auf der

anderen Seite die Umsetzung von Energieeffizienzmaßnahmen zur Erzeugung von 2.000 MW freier Stromerzeugungska-

pazität bis 2020. Die angenommenen Dokumente beinhalten umfangreiche Maßnahmen auf den Gebieten der Energieef-

fizienz und erneuerbaren Energien, sowohl auf nationaler wie auf internationaler Ebene.

Ziel dieser Zielmarktanalyse ist es, potentiellen Exporteuren von Lösungen und Technologien in den Bereichen Netzma-

nagement und Speichermöglichkeiten wertvolle Informationen zur Marktsituation zu liefern und Marktpotentiale aufzu-

zeigen. Als Ansatzpunkt hierfür dient eine Übersicht der Rahmenbedingungen für unternehmerisches Handeln in Kap

Verde mit Einblick in die politische Situation und eine detaillierte Darstellung der derzeitigen wirtschaftlichen Gesamtsi-

tuation (Kapitel 2.1). Erweitert werden sollen diese Erkenntnisse durch Einblicke in die allgemeine Struktur des Energie-

marktes (Kapitel 2.2).

Im Kapitel 3 wird auf das effiziente Netzmanagement und Speichermöglichkeiten, das Hauptthema dieser Zielmarktana-

lyse, näher eingegangen. Zunächst wird ein Einblick in das Stromversorgungssystem der einzelnen Inseln (Kapitel 3.1)

gewährt, ferner das wirtschaftliche und technische Potential (Kapitel 3.2) sowie die mögliche Nutzung im Zielland (3.3)

betrachtet.

Einige internationale Fördermittel innerhalb und außerhalb des Rahmenübereinkommens der Vereinten Nationen über

Klimaänderungen (UNFCCC), die Anreiz und Unterstützung für Investitionen darstellen können, werden in Kapitel 4

vorgestellt.

Für den Markteintritt auf den Kap Verden bestehen gewisse Einflussfaktoren, die im Kapitel 5 betrachtet werden. Die

Schlussbetrachtung fasst die Erkenntnisse der vorliegenden Arbeit zusammen und stellt sie vereinfacht und kompakt in

einer SWOT-Analyse zusammen (Kapitel 6).

Schließlich folgt eine Zielgruppenanalyse mit den auf dem Markt aktiven ESCOs, Unternehmen, Verbänden, politischen

Instanzen, Messen und Fachzeitschriften mit entsprechenden Kontakten (Kapitel 7).

15


2. Zielmarkt allgemein

2.1. Länderprofil

Kap Verde ist ein Inselstaat im Atlantischen Ozean, liegt 455 km vor der afrikanischen Westküste und setzt sich aus zehn

Inseln zusammen, von denen neun bewohnt sind (Santo Antão, São Vicente, São Nicolau, Sal, Boa Vista, Maio, Santiago,

Fogo, Brava). Bei einer Gesamtfläche des Archipels von 63.000 km² ist der Anteil der Landfläche mit 4.033 km² relativ

gering.

Die Inseln sind vulkanischen Ursprungs und verteilen sich physiographisch in zwei Gruppen: Die bergigen Inseln mit

einem ausgeprägten Relief (Santo Antão, S. Vicente, S. Nicolau, Santiago, Fogo und Brava) und die flachen Inseln (Sal,

Boa Vista und Maio), deren Erhebungen nicht höher als 500 m sind.

Das Klima der Kapverdischen Inseln wird vom Nordostpassat geprägt und zeichnet sich durch lange Trockenperioden

von 8 bis 9 Monaten sowie kurze Regenzeiten aus. Besonders die Inseln der nördlichen Barlavento-Gruppe sind regelmä-

ßig von einem extremen Wassermangel betroffen. Die Inseln der südlichen Sotavento-Gruppe weisen höhere Nieder-

schlagsraten auf, welche die Landwirtschaft begünstigen und somit für die Mehrheit der kapverdischen Bevölkerung als

Lebensraum dienen. Bei geringen Temperaturschwankungen und einem Jahrestemperaturdurchschnitt von 24°C steht

dem kältesten Monat Februar mit 21°C der September mit 27°C gegenüber. Die Sonneneinstrahlung in den flachen Zonen

beträgt etwa 2.950 Std./Jahr.

Laut Jahresbericht des statistischen Amtes (INE CV) vom November 2015 hat Kap Verde 524.833 Einwohner, was einer

Wachstumsrate von 1,23% entspricht. Die Bevölkerungsdichte beträgt landesweit 130,13 Einwohner/km² und ist zwi-

schen 2011 und 2015 lediglich um 5% angestiegen. Was das statistisches Amt im Bericht von 2015 hervorhebt, sind die

unterschiedlichen Werte für jede Insel: S. Vicente weist die höchste Bevölkerungsdichte auf (356 Einwohner/km²), ge-

folgt von Santiago (296,8 Einwohner/km²) und Sal (156,2 Einwohner/km²). Im nationalen Kontext besteht auf diesen

Inseln ein höherer Druck seitens der Bevölkerung auf die vorhandenen Ressourcen.1 Nach Angaben des INE CV, auf Basis

der letzten Volkszählung in 2010, leben mittlerweile 61,8% der Bevölkerung in städtischen Gebieten. Die Tendenz der

Abwanderung vom Land in die Städte ist unter den Ländern mit mittlerem Einkommen allgemein zu beobachten. Der

bevölkerungsreichste „Concelho“ (Landkreis) ist Praia mit ca. 132.000 Einwohnern, das als vollständig städtisch bezeich-

net werden kann. An zweiter Stelle kommt der „Concelho“ São Vicente mit ca. 76.000 Einwohnern, 92,5% davon in städ-

tischen Gebieten.2

Obwohl die Zunahme der Verstädterung eine Quelle sozialer Probleme ist, bietet sie der informellen Wirtschaft und

Kleinunternehmern auch die Gelegenheit, ihre Marktreichweite zu verbessern und auszubauen. Mit einer bemerkenswer-

ten Alphabetisierungsrate von mehr als 85% hat Kap Verde eine fundierte Basis für eine wirtschaftliche Entwicklung, die

durch eine städtische Bevölkerung mit Kompetenzen für einen wettbewerbsorientierten privaten Sektor angetrieben wird.

Die Stadterneuerung auf den Kap Verden kann daher in den kommenden Jahren zu einer wichtigen Triebkraft des Struk-

turwandels werden.3

Mit einem Durchschnittsalter von 26,2 Jahren ist die Bevölkerung relativ jung, die Anteile der weiblichen (50,5%) und

männlichen Bevölkerung (49,5%) sind annähernd gleich.4

Neben den Einwohnern auf den Inseln besitzt Kap Verde eine große Diaspora, die auf über 500.000 kapverdische Bürger

geschätzt wird – mehr als Landeseinwohner selbst. Die größten kapverdischen Gemeinden der Diaspora finden sich in

Portugal, Frankreich und den USA. Die Geldüberweisungen der Diaspora sind neben den direkten Auslandsinvestitionen

1 Statistisches Amt Kap Verde, Statistisches Jahrbuch 2015 2 Volkszählung 2010, Statistisches Amt Kap Verde 3 African Economic Outlook 2016, Sustainable Cities and Structural Transformation, AfDB, OECD, UNDP 4 Volkszählung 2010, Statistisches Amt Kap Verde

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und den Einnahmen des Tourismussektors ein wichtiger Posten zum Ausgleich der Zahlungsbilanz und leisten einen be-

deutenden Beitrag zur wirtschaftlichen und sozialen Stabilität des Landes. Die Zahlen zeigen, dass zwischen 2010 mit ca.

94 Mio. Euro und 2014 mit ca. 140 Mio. Euro die Geldüberweisungen in diesem Zeitraum um 50% gestiegen sind. Ferner

stellen sie eine wichtige Quelle von ausländischen Devisen dar und machten in 2014 9,9% des BIP aus,5 während sie in

2015 den Zahlen des IWF nach 12% des BIP darstellten. Während diese Geldflüsse über viele Jahre stabil waren, könnten

die Probleme in einer für das Geldsystem wichtigen (systemischen) Bank dazu führen, dass die Emigranten ihre Investiti-

onen erneut evaluieren und Geldbeträge abziehen.6

Die Währung auf Kap Verde ist der Escudo Cabo Verdiano (ECV) mit einem festen Wechselkurs gegenüber dem Euro:

1,00 Euro entspricht 110,265 ECV.

Geographisch betrachtet liegt Kap Verde inmitten wichtiger Handelsrouten, die Afrika und Europa mit den süd- und

nordamerikanischen Märkten verbinden. Das Land versucht, sich als wettbewerbsfähiger, ozeanischer Hub zu positionie-

ren. Die vollständige Integration des Landes in der jeweiligen Region ist in dieser Hinsicht ein entscheidender Faktor.

Kap Verde ist Mitglied der Wirtschaftsgemeinschaft Westafrikanischer Staaten (ECOWAS), eine Gemeinschaft von 15

Mitgliedsstaaten mit ca. 320 Mio. Einwohnern. Ebenso pflegt es enge Beziehungen zu den PALOP-Ländern (afrikanische

Länder mit Portugiesisch als Amtssprache), unter denen sich Länder befinden, die ebenfalls anderen Gemeinschaften der

Westküste Afrikas angehören, wie Angola, São Tomé und Príncipe oder Äquatorialguinea, die zudem alle Mitglieder der

CEEAC (Zentralafrikanische Wirtschaftsgemeinschaft) sind.

Somit erfüllt Kap Verde die notwendigen Voraussetzungen, um sich als strategischer Partner in seiner Region zu bewäh-

ren und von dem verfügbaren Humankapital, der geographischen Lage, den bereits realisierten und vorgesehenen Inves-

titionen in Infrastrukturen (Häfen, Logistik, Kommunikation, Tourismus und Energie) sowie von der Stabilität und Si-

cherheit des Landes maximalen Nutzen zu ziehen.

2.1.1. Politischer Hintergrund

Die Unabhängigkeit von Kap Verde wurde am 5. Juli 1975 ausgerufen und noch im selben Jahr wurde das Land in die

UNO aufgenommen. Unter der Regierung von Aristides Pereira wurde das Land auf den Weg der Stabilität gebracht.

Trotz des staatlichen Einparteiensystems verlief die Entwicklung nicht hin zum Totalitarismus. Die aktuelle Verfassung

der Republik von Kap Verde wurde am 25. September 1992 verabschiedet und verankert eine Mehrparteiendemokratie.

Die erste Revision der Verfassung am 23. November 1995 stärkte die Befugnisse des Präsidenten, in der zweiten Revision

wurde das Amt des Ombudsmannes eingeführt.

Die Republik Kap Verde besitzt ein demokratisches, semi-präsidentielles Regierungssystem, welches auf Volkssouveräni-

tät, Meinungsfreiheit und Achtung der Grund- und Freiheitsrechte basiert. Der Staatspräsident und der Premierminister

werden in universellen und direkten Wahlen für eine Amtsperiode von 5 Jahren gewählt. Gesetzgebungsorgan ist die Na-

tionalversammlung („Assembleia Nacional“) mit 72 Abgeordneten, welche ebenfalls für eine Legislaturperiode von 5 Jah-

ren frei gewählt wird.

Die Staatsstruktur basiert auf einem dezentralisierten System und ist in 22 Kommunen unterteilt, deren Gemeinderäte

bei den Kommunalwahlen seit 1990 frei gewählt werden.

Bei der Ausübung der politischen Aktivität werden die Verpflichtungen durch die Verfassung uneingeschränkt beachtet.

Die drei wichtigsten Parteien in der politischen Landschaft Kap Verdes sind die PAICV (Partido Africano da Independên-

cia de Cabo Verde, die „Afrikanische Partei für die Unabhängigkeit von Kap Verde“) mit einem früher sozialistischen und

heute sozial-demokratischen Hintergrund, die eher rechts-liberale MpD (Movimento para a Democracia, die „Bewegung

5 BCV - Jahresbericht 2015, Cidade da Praia 2016 6 IMF Staff Report for the 2016 Article IV Consultation, November 2016

17


für Demokratie“) und die eher konservative UCID (União Cabo-verdiana Independente e Democrática, die „Unabhän-

gige und Demokratische Union Kap Verdes“).

Nach 15 Jahren in der Opposition gewann die MpD die letzten Parlamentswahlen im März 2016 mit einer absoluten

Mehrheit. Premierminister ist nun Ulisses Correia e Silva.

Bei den Kommunalwahlen im September 2016 gewann die MpD 19 der 22 Gemeinderäte; die restlichen drei Gemeinde-

räte gingen an die PAICV (2) und an die Gruppe BASTA (Boavista), eine vom MpD-Abgeordneten José Luís Santos ge-

führte „Splittergruppe“.

Im Oktober 2016 wurde José Carlos Fonseca in der ersten Runde zu einem zweiten Mandat als Präsident mit der Unter-

stützung der MpD gewählt. Dieser Wahlgang verzeichnete einen historisch hohen Prozentsatz von mehr als 64% Nicht-

wählern.

Kap Verde besitzt eine innerhalb der Gesellschaft stark verwurzelte Demokratie und politische Stabilität. Der Machtwech-

sel verlief reibungslos, was die Stärke und Mündigkeit der Institutionen des Landes bezeugt.

Als Mitglied der portugiesischsprachigen PALOP-Länder (Países Africanos de Língua Oficial Portuguesa) pflegen die

Kap Verden besondere Beziehungen zu Ländern wie Portugal, Angola oder Guinea-Bissau, unterhalten aber auch eine

enge Partnerschaft mit den USA sowie der Europäischen Union, vor allem mit Luxemburg und den Niederlanden.

Kap Verde strebt die Annäherung an die Europäische Union, vor allem an ihre Nordatlantik-Gebiete in äußerster Rand-

lage, an. Es gehört mit den europäischen Inselgruppen der Azoren, Madeira und den Kanaren zum sog. Makaronesien, wo

seit jeher historische, kulturelle, sprachliche und auf Komplementarität abzielende Bindungen bestehen, von denen das

Verhältnis und die Zusammenarbeit noch heute geprägt sind. Die Beziehungen mit der EU wurden vor allem durch das

Partnerschaftsabkommen im November 2007 gestärkt (KOM(2007) 641).

Kap Verde ist einer der Small Island Developing States (SIDS), also kleinen Inselentwicklungsländern, die Aspekte wie

Isolation, Anfälligkeit für Naturkatastrophen, Knappheit der natürlichen Ressourcen, wiederkehrende Dürreperioden,

relativ geringe Marktgröße und eine weite Öffnung zur Außenwelt als gemeinsame Eigenschaften teilen. Trotz dieser na-

turgegebenen Zwänge stellt Kap Verde eine wirtschaftliche, soziale und politische Erfolgsgeschichte dar.7

2.1.2. Wirtschaft und Finanzen

Die kapverdische Wirtschaftsstruktur unterscheidet sich von der der meisten afrikanischen Länder in der herausragen-

den Rolle des tertiären Sektors, der einen hohen prozentualen Anteil des BIP ausmacht und viele Arbeitskräfte beschäf-

tigt. Aufgrund einer prekären Landwirtschaft, der unzureichenden Nutzung der Meeresressourcen und dem geringen Be-

stand an Bodenschätzen sowie der Einschränkungen eines äußerst kleinen internen Marktes führt die Schwäche der Pri-

mär- und Sekundärsektoren zu dieser Besonderheit. Die Analyse der Produktionsstruktur des Landes verweist auf extrem

hohe Produktionskosten, u.a. bedingt durch die strukturellen Gegebenheiten einer Inselgruppe, da diese nicht von Grö-

ßenvorteilen im Produktionsprozess profitieren kann.

Die Zusammensetzung des BIP kommt der eines post-industriellen Landes nahe, wobei die begleitende technologische

Infrastruktur nicht vorhanden ist. Die Importe gelten als Hauptstütze des Binnenhandels und größte Komponente des

Außenhandels. Die fünf wichtigsten Sektoren sind Tourismus und Handel mit einem Anteil von 21% am BIP, Finanz- und

Immobiliendienstleistungen an Unternehmen mit 18%, Öffentliche Verwaltung und Verteidigung mit 17%, Verkehr und

Kommunikation mit 16% sowie Bauwesen mit einem Anteil von 10% am BIP.8,9

7 Cape Verde - A Success Story, African Development Bank & Afrika Development Fund, November 2012 8 Novo Banco, Cabo Verde, International Support Kit of Opportunities, Oktober 2015 9 WTTC, Travel & Tourism Economic Impact 2015 Cape Verde

18


Abbildung 1: Sektorenspezifische Verteilung des kapverdischen BIP, Angaben von 2015 (in %)

Quelle: Novo Banco, Cabo Verde, International Support Kit of Opportunities, Oktober 2015

In den letzten Jahrzehnten konnte Kap Verde eine beeindruckende Entwicklung im sozialen und wirtschaftlichen Bereich

erfahren. Eine verantwortungsbewusste Regierungsführung, eine solide makroökonomische Politik und Strukturrefor-

men haben direkte Auslandsinvestitionen und Gebermittel angezogen. Zwischen 2000-2007 betrug die jährliche Zu-

wachsrate des realen BIP mehr als 6%, ein schnelleres Wachstum als die meisten Wirtschaften kleiner Inselstaaten und

als der Mittelwert von Subsahara-Afrika erfahren haben. Infolgedessen erreichte Kap Verde in Dezember 2007 den Status

der Länder mit mittlerem Einkommen (MIC).

Um den Übergang in ein Land mittleren Einkommens der oberen Kategorie zu bewältigen, muss Kap Verde sich neuen

Herausforderungen stellen. Die wichtigsten Triebkräfte der kapverdischen Wirtschaft waren bisher der Tourismus, die

Auslandsinvestitionen im Tourismussektor und die Bauindustrie, alle drei stark abhängig von der Weltkonjunktur. Was

die öffentlichen Investitionen anbelangt, ist mit einem Rückgang zu rechnen, da Kap Verde nicht mehr von denselben

Vorzugsbedingungen bei der Kreditaufnahme profitieren kann. Mit dem Rückgang der Investitionen als treibende Kraft

des Wachstums befindet sich Kap Verde an einem wichtigen Wendepunkt seiner wirtschaftlichen Entwicklung. Der er-

folgreiche Übergang zu einer produktivitätsgestützten Wirtschaft bedarf ehrgeiziger Strukturreformen, um die Herausfor-

derungen der Wettbewerbsfähigkeit bewältigen zu können.10

Im Anschluss an die globale Finanzkrise und die Eurokrise wurde eine Verzögerung des Wachstums festgestellt, trotz ei-

ner erheblichen Verstärkung der öffentlichen Investitionen in Infrastrukturen. Ab 2008 hat die damalige Regierung die

öffentlichen Investitionen aufgestockt, um dringend benötigte Infrastrukturen zu bauen, solange noch gewährte Mittel zu

Vorzugsbedingungen zur Verfügung standen, was wiederum die schleppende Wirtschaft ankurbelte. Dennoch lag die

durchschnittliche Wachstumsrate 2009-2015 nur bei etwa 1,3%. Die Erhöhung der öffentlichen Investitionen zusammen

mit Wachstumsraten unter den Erwartungen, der fallenden Inflation und der Stärkung des US-Dollars haben das Ver-

hältnis Staatsverschuldung/BIP verschoben. Ende 2015 erreichten die Staatsschulden 125,8% des BIP, der Schulden-

dienst bleibt jedoch aufgrund des hohen Vergünstigungsgrades der Auslandsverschuldung überschaubar.

10 IWF, Landesbericht 2014

Tourismus und Handel; 21%

Finanzen, Immobilien und Dienstleistungen in Unternehmen; 18%

Öffentliche Verwaltung, Schul- und

Gesundheitswesen; 17%

Verkehr und Kommunikation; 16%

Bauwesen; 10%

Andere Sektoren; 15%

19


Mit der Haushaltskonsolidierung als Schlüsselfaktor zur Sicherung der Schuldentragfähigkeit sollte der Privatsektor befä-

higt werden, eine stärkere Rolle bei der Wachstumserhaltung zu übernehmen. Diesbezüglich wäre es nach den Empfeh-

lungen des IWF vorteilhaft, die Aktivitäten der öffentlichen Unternehmen zu überwachen, ein starkes und wettbewerbs-

orientiertes Umfeld zu schaffen und den privaten Zugang zur Finanzierung zu verbessern.11

Zu den politischen Prioritäten der neuen Regierung, die im April 2016 ins Amt getreten ist, gehören: Die Haushaltskonso-

lidierung zur Verringerung der Staatsschulden, insbesondere der Auslandsschulden; die Einschränkung oder Begleichung

von Eventualverbindlichkeiten der staatlichen Unternehmen, insbesondere dem staatlichen Wohnungsbauunternehmen

und der Fluggesellschaft; die Anregung des Privatsektors durch die Verbesserung des Geschäftsumfeldes und des Finan-

zierungszugangs für KMU; die Steigerung der Attraktivität des Landes für ausländische Direktinvestitionen sowie die

Förderung der Exporte; die beschleunigte Privatisierung von staatlichen Unternehmen; die Verbindung der lokalen Wirt-

schaft mit dem Tourismussektor; sowie die Förderung der Formalisierung des informellen Sektors (d.h. Aufnahme einer

formellen Beschäftigung von informell Beschäftigten sowie Registrierung und Besteuerung von Unternehmen).12

Im Jahr 2015 blieb das Wachstum niedrig, im Einklang mit dem nach wie vor herausfordernden außenwirtschaftlichen

Umfeld und der schwachen Binnennachfrage. Das reale BIP-Wachstum stagnierte im Jahr 2015 bei 1,5% und lag damit

unter dem Wert von 1,9% für 2014. Die solide Entwicklung in den Sektoren Fischerei und Landwirtschaft sowie Touris-

mus trug zu dem Wachstum bei, während die Bauindustrie und die beauftragten Leistungen sowie die Kreditvergabe an

den privaten Sektor aufgrund der niedrigen Binnennachfrage und der Altlasten der hohen Unternehmensverschuldung

aus den Jahren des Immobilienbooms, der schlagartig mit der Verlangsamung des Wachstums endete, stockten. Die

niedrigen Nahrungsmittel- und Energiepreise hielten die Inflationsrate für das Jahr 2015 bei einem durchschnittlichen

Betrag von 0,1% gedämpft.13

Das Leistungsbilanzdefizit verringerte sich im Jahr 2015 deutlich auf ca. 4,25% des BIP aufgrund der geringeren Importe,

der geringeren öffentlichen und ausländischen Direktinvestitionen, der Erholung des Tourismus und der weiterhin stark

anhaltenden Geldüberweisungen der Emigranten. Die Einnahmen des Tourismussektors stiegen im Jahr 2015 um 3,3%

und die Anzahl der Reisegäste um 5,5%, was die Preiskonkurrenz und die sinkende Nachfrage des Tourismus in Nordaf-

rika widerspiegelt.14

In den ersten Monaten des Jahres 2016 gab es Anzeichen des Konjunkturaufschwungs. Das reale BIP stieg im ersten und

zweiten Quartal um 5,9 bzw. 3,6%, was auf den Tourismus, die Landwirtschaft und den öffentlichen Dienst zurückzufüh-

ren ist. Die Touristenankünfte stiegen um 16%; die Binnennachfrage zeigte eine Erholungstendenz basierend auf den

nach wie vor starken Geldüberweisungen und auf der erhöhten Kreditvergabe an den Privatsektor, die die schrittweise

Reduzierung der notleidenden Kredite reflektiert.15

Nachdem die Folgen der weltweiten Finanzkrise und der Eurokrise nachgelassen haben, ist zu erwarten, dass Kap Verde

die höhere Wachstumsdynamik fortsetzen wird, die vor allem durch den Fremdenverkehr und die ausländischen Direkt-

investitionen getragen wird. Für 2016 wird ein Wachstumszuwachs von 3,2% mit einem wesentlichen Beitrag der auslän-

dischen Direktinvestitionen, der Binnennachfrage, der Landwirtschaft und des Tourismus, welcher von dem leichten Auf-

schwung in Europa profitieren sollte, prognostiziert. Mittelfristig werden in der Tourismusbranche ausländische Direk-

tinvestitionen in Höhe von 625 Mio. Euro (42% des BIP) aus unterzeichneten Projektverträgen erwartet – weitere Pro-

jekte mit einem Wert von ca. 700 Mio. Euro sind im Gespräch. Die Umkehr der seit Langem rückläufigen Vertrauensindi-

katoren, die wieder zunehmende Kreditvergabe an den Privatsektor und die weiterhin soliden Geldüberweisungen dürf-

ten zu einer verbesserten Binnennachfrage führen. Gemäß den Prognosen für 2016 soll die durchschnittliche Inflations-

rate bei etwa -1,6% negativ bleiben.16

11 IMF Staff Report for the 2016 Article IV Consultation, November 2016 12 IMF Staff Report for the 2016 Article IV Consultation, November 2016 13 IMF Staff Report for the 2016 Article IV Consultation, November 2016 14 IMF Staff Report for the 2016 Article IV Consultation, November 2016 15 IMF Staff Report for the 2016 Article IV Consultation, November 2016 16 IMF Staff Report for the 2016 Article IV Consultation, November 2016, S. 6

20


Während die Wachstumsrate vor der Konjunkturabschwächung zwischen 2001 und 2008 durchschnittlich 6,8% betrug,

deuten die jüngsten Erfahrungen und die global schwache Wachstumsdynamik darauf hin, dass solche Wachstumsraten

schwierig zu erzielen sein werden. Auf Basis von Erfahrungswerten und den zu erwarteten Renditen der öffentlichen In-

vestitionen der vergangenen Jahre scheint mittelfristig eine Wachstumstendenz um die 4% erreichbar zu sein. Die Infla-

tion dürfte wieder im positiven Bereich liegen und soll mittelfristig günstige Werte aufweisen. Infolge der anhaltenden

ausländischen Direktinvestitionen und der daraus resultierenden Kapazitätserweiterung soll der Tourismussektor weiter-

hin stark anwachsen. Auch die Warenausfuhren dürften eine starke Zunahme erfahren, die vor allem von der Fischverar-

beitungsindustrie getragen wird.17

Die Prognose ist mit externen und inländischen Abwärtsrisiken behaftet. Was die externen Risiken anbelangt, so bringt

die hohe Abhängigkeit der kapverdischen Wirtschaft vom Tourismussektor und den Geldüberweisungen eine starke An-

fälligkeit des Landes für ungünstige Entwicklungen in Europa mit sich, einschließlich der Risiken, die mit dem Brexit

zusammenhängen, da etwa 20% der Touristen aus dem Vereinigten Königreich kommen.

Die globale Volatilität der Finanzmärkte und die Problematik der Staatsverschuldung könnten zum einen die ausländi-

schen Direktinvestitionen beeinträchtigen und zum anderen über die Verbidungen des Bankwesens zu Portugal übertra-

gen werden. Die internen Risiken gehen in erster Linie auf den Staatshaushalt zurück, zumal die Staatverschuldung auf

ein hohes Niveau angestiegen ist. Der Anteil an notleidenden Krediten weist auf Risiken im Finanzsektor hin und die kon-

tinuierlich schwache Kreditschöpfung könnte den Konsum und die Investitionen drastisch reduzieren.

Langfristig wird das Wirtschaftswachstum entscheidend von der Steigerung der Produktivität und der Stärkung des pri-

vaten Sektors abhängen. Die Umsetzung von produktivitätssteigernden Strukturreformen – vor allem, was den Zugang zu

Finanzierung, die Effizienz des Arbeitsmarktes und die Humankapitalentwicklung anbelangt – ist für die Steigerung des

langfristigen Wachstumspotentials von Kap Verde entscheidend.

Mit dem Rückgang des öffentlichen Investitionsprogramms wird es wichtig sein, den Privatsektor anzukurbeln, so dass

dieser das Wachstum antreiben und die verbesserte Infrastruktur ausnutzen kann.

Die wichtigste Herausforderung der Haushaltspolitik liegt in der Eindämmung der Staatsverschuldung und in der Sicher-

stellung der Schuldentragfähigkeit, ohne die einsetzende Wachstumsbelebung zu hemmen. Als Konsequenz der wirt-

schaftlichen Erholung und der jüngsten Reformen in der Steuerverwaltung wird ein Anstieg der Steuereinnahmen über

den Zeitraum 2015-2019 in Höhe von etwa 1% des BIP angenommen. Die laufenden Ausgaben werden überwiegend

durch die Steuereinnahmen und inländische Finanzierung, die auf eine jährliche Obergrenze von 3% des BIP limitiert ist,

finanziert.18

Mit der Umstrukturierung der Steuerverwaltung, die im September 2014 in Kraft trat, wurde eine Reform des Steuerver-

waltungssystems abgeschlossen. Infolgedessen konnten Mehrwertsteuer- und Körperschaftssteuerrückstände in Höhe

von 5% des BIP eingetrieben werden. Die Bemühungen, die inländischen Einnahmen verstärkt zu mobilisieren, wurden

in 2014 und 2015 fortgesetzt und sollten mit dem graduellen Abbau der Finanzierung zu Vorzugsbedingungen aufgrund

des in 2008 gewährten Status eines Landes mittleren Einkommens weitergeführt werden. In diesem Zusammenhang

sollten ferner alternative Möglichkeiten der inländischen und ausländischen Finanzierung, wie beispielsweise internatio-

nale Staatsanleihen, die Konsortialfinanzierung, die Erweiterung der inländischen Schuldtitelemission (um Ersparnisse

einzuschließen), die Öffnung des nationalen Marktes für ausländische Teilnehmer und die Emission von Anleihen für die

Diaspora in Betracht gezogen werden.19

Mit dem Abbau der öffentlichen Investitionen nehmen die Projektbewertung, Projektauswahl und die Durchführungska-

pazität eine entscheidende Rolle ein. Die Entscheidung sollte auf Projekte fallen, die mittelfristig die höchsten Erträge

17 IMF Staff Report for the 2016 Article IV Consultation, November 2016, S. 6 ff. 18 IMF Staff Report for the 2016 Article IV Consultation, November 2016, S. 9 19 IMF Cabo Verde Selected Issues, November 2016

21


hinsichtlich des Wirtschaftswachstums liefern. In diesem Sinne wurde in 2016 das Nationale Investitionssystem (SNI –

Sistema Nacional de Investimentos) vom Finanzministerium eingeführt.

Einige staatliche Unternehmen erfordern dringende und entschlossene Maßnahmen im Sinne der Effizienzsteigerung

und der Reduzierung von Eventualverbindlichkeiten. Die staatlichen Unternehmen machen etwa ein Drittel des BIP des

Landes aus. Nach den vorläufigen Daten für das Jahr 2015 belief sich das Gesamtergebnis aller staatlichen Unternehmen

auf einen Verlust von 1,1 Mrd. CVE (0,7% des BIP), zu welchem die nationale Fluglinie TACV maßgeblich beitrug.20 Wäh-

rend die Eventualverbindlichkeiten sich im Jahr 2014 noch auf 9% des BIP beliefen, sind sie in 2015 auf 41,4 Mrd. CVE

(375 Mio. Euro) oder 25% des BIP gestiegen, was vor allem den seitens der IFH (Wohnungsbau) und der ELECTRA

(Wasser- und Stromversorgung) aufgenommenen Darlehen zuzuschreiben ist. Besorgniserregend ist allerdings die An-

häufung der Zahlungsrückstände der Kunden von ELECTRA in Höhe von 9,1 Mrd. CVE (825 Mio. Euro), 5,5% des BIP.21

Die Konsolidierung der erzielten Ergebnisse als ein Land mit mittlerem Einkommen, die weitere Stärkung der Bedingun-

gen zur Verringerung der Armut und die Förderung des gemeinsamen Wohlstands werden für Kap Verde eine zentrale

Herausforderung darstellen. Eine kleine offene Wirtschaft, wie sie auf Kap Verde gegeben ist, ist anfällig für die konjunk-

turellen Entwicklungen der globalen Wirtschaft. Eine Diversifizierung innerhalb und außerhalb des Tourismussektors

und flexiblere Arbeitsmärkte können dazu beitragen, externe Konjunkturschocks aufzufangen.22

2.1.3. Außenhandel und Wirtschaftsbeziehungen zu Deutschland

Als eine kleine, offene Wirtschaft, die stark von der externen Konjunktur abhängt, nimmt Kap Verde eine eher irrelevante

Rolle im internationalen Außenhandel ein. Im Jahr 2015 stand das Land in der Weltrangliste auf der 182. Position als

Exporteur und auf der 178. Position als Importeur. Die Handelsbilanz ist traditionell hoch defizitär, mit sehr geringen

Deckungsraten der Einfuhren durch die Ausfuhren.

Tabelle 1: Entwicklung der Handelsbilanz

2011 2012 2013 2014 2015

Exporte (in Mio. USD) 69 56 69 81 58

Importe (in Mio. USD) 947 766 725 772 563

Saldo (in Mio. USD) -878 -710 -656 -691 -505

Deckungsrate (in %) 7,3% 7,3% 9,5% 10,5% 10,3%

Position in der Weltrangliste

als Exporteur 182 184 182 181 182

als Importeur 170 174 176 175 178

Quelle: Kap Verde Datenblatt, aicep Portugal Global, November 2016

Die Handelsbilanz (Güter und Dienstleistungen) weist eine Reduzierung des Defizites in 2015 auf, nachdem es im Vorjahr

angestiegen war, was hauptsächlich auf der Warenbilanz beruht. Die Importe von Waren- und Dienstleistungen gingen

im Jahr 2015 größtenteils durch die geringere Einfuhr von Kapitalgütern (23,6%) und Brennstoffen (22%) zurück.23

Hauptzielländer der Exporte aus den Kap Verden im Jahr 2015 mit einem Anteil von ca. 50% waren Portugal (25,3%) und

Spanien (24,6%). Die Importe kamen zum größten Teil aus Portugal (43,5%) und den Niederlanden (11,6%).24

20 Ministério das Finanças: Projeto Sistema Nacional de Investimento Público, 17. Februar 2017 21 IMF Staff Report, November 2016, S. 11 22 African Economic Outlook 2016, Sustainable Cities and Structural Transformation, AfDB, OECD, UNDP 23 BCV - Jahresbericht 2015, Cidade da Praia 2016 24 Kap Verde Datenblatt, aicep Portugal Global, November 2016

22


Die Exporte beruhen überwiegend auf der Wiederausfuhr von Erdölprodukten, gefolgt von Produkten aus der Fischerei

und der entsprechenden verarbeitenden Industrie. Obwohl Letztere nur mäßig zum BIP beiträt, hat sie einen wesentli-

chen Einfluss auf die Beschäftigung und die Exporte.

Die Importe sind weniger konzentriert als die Exporte und bestehen aus einer Reihe von Produkten zur Erfüllung der Be-

dürfnisse des Landes, sowohl in Bezug auf Grundversorgungsgüter wie Zwischenprodukte als auch auf industrielle Er-

zeugnisse, die die lokale Wirtschaft nicht liefern kann. Als die wichtigsten Importgüter sind Brennstoffe (12,9%) sowie

Maschinen und Geräte (15,8%) hervorzuheben.25

Der Handel zwischen Deutschland und der Republik Kap Verde besitzt nur eine sehr geringe Ausprägung. Deutsche Un-

ternehmen exportierten im Jahr 2015 Waren und Dienstleistungen im Wert von ca. 6,16 Mio. Euro, womit Kap Verde auf

Rang 190 der deutschen Exportdestinationen liegt. Die Importe betrugen lediglich 0,98 Mio. Euro und liegen damit auf

dem 183. Rang der Importursprungsländer.26

2.1.4. Arbeitsmarktsituation

Gemäß der Arbeitskräfteerhebung des INE CV hat sich der Arbeitsmarkt in 2015 verbessert. Diese Verbesserung spiegelt

im Wesentlichen das größere Beschäftigungsangebot in der Landwirtschaft aufgrund der hohen Niederschläge in der Re-

genzeit wider.27

Die Beschäftigungsquote der kapverdischen Bevölkerung stieg um 0,3 Prozentpunkte auf 58,3% der Bevölkerung im er-

werbsfähigen Alter, was einer Zunahme der Beschäftigten um ca. 6%, also 11.654 mehr Arbeitsplätze, entspricht.

Abbildung 2: Entwicklung der Arbeitslosenquote 2005-2015 (in %)

Quelle: Statistisches Amt Kap Verde, Entwicklung der Arbeitslosenquote 2015 und BCV - Jahresbericht 2015, Cidade da Praia 2016

Die durchschnittliche Arbeitslosenquote sank von 15,8% in 2014 auf 12,4% in 2015, wobei auf abgelegenen Inseln eine

höhere Arbeitslosigkeit beobachtet wurde. Die Jugendarbeitslosigkeit ist besonders hoch, obwohl sie von 35,8% im Jahr

2014 auf 28,6% im Jahr 2015 zurückgegangen ist. Bei den Frauen ist die Arbeitslosigkeit insgesamt höher als bei den

Männern, am höchsten liegen die Arbeitslosenraten bei jungen Frauen in den Altersgruppen zwischen 15 - 19 und 20 - 24

25 Kap Verde Datenblatt, aicep Portugal Global, November 2016 26 Rangfolge der Handelspartner im Außenhandel der Bundesrepublik Deutschland, Statistisches Bundesamt, Wiesbaden 2016 27 BCV - Jahresbericht 2015, Cidade da Praia 2016, S. 41

21,4%

13,4%

15,2%

13,0% 13,0%

10,7%

12,7%

16,8% 16,4% 15,8%

12,4%

0,0%

5,0%

10,0%

15,0%

20,0%

25,0%

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Arb

eitslo

senquote

in %

Arbeitslosenrquote

23


Jahren, die in ländlichen Gebieten leben. Studien zeigen, dass die Beseitigung der geschlechtsspezifischen Unterschiede

in der Erwerbsbeteiligungsquote das Pro-Kopf-Einkommen um bis zu 12% steigern könnte. Nach den Empfehlungen des

IWF sind weitere Reformen bezüglich des Arbeitsmarktes erforderlich, um flexibler zu werden und insbesondere um die

Qualifikationsdefizite weiter zu reduzieren. Ferner sollte die Berufsausbildung erweitert und besser an die aktuellen und

zukünftigen Bedürfnisse der Wirtschaft angepasst werden.28

Abbildung 3: Charakterisierung der Erwerbstätigen auf Kap Verde in 2015

Quelle: BCV - Jahresbericht 2015, Cidade da Praia 2016

Der Arbeitsmarkt auf den Kap Verden zeichnet sich durch ein hohen Grad an Informalität aus.

Die Mehrheit dieser informellen Arbeitnehmer sind Frauen, die vor allem im Einzelhandel, in Familienhäusern und in

der Landwirtschaft tätig sind. Mehr Frauen berichten über unbezahlte Arbeit (90%) im Vergleich zu Männern (73%); und

Frauen verbringen durchschnittlich etwa 3,5 Stunden mehr als Männer mit unbezahlter Arbeit am Tag. Die Zahl von in-

formell Beschäftigten steigt mit abnehmenden Lebensstandards und Bildungsniveaus sowie mit einer größeren Anzahl

von Angehörigen. Die Volkszählung 2010 zeigte auch, dass familiäre Aufgaben ein einschränkender Faktor für den Zu-

gang von Frauen zur Erwerbstätigkeit sind.29

Grundsätzlich stellen die verschiedenen wirtschaftlichen Tätigkeiten von Erwerbstätigen und Wirtschaftseinheiten, die

aufgrund Gesetzes oder in der Ausübung dieser Tätigkeit nicht von offiziellen Bestimmungen erfasst werden, die infor-

melle Wirtschaft dar. Im Rahmen einer in 2015 durchgeführten Erhebung zur Charakterisierung des informellen Sektors

auf den Kap Verden definierte das Statistische Amt Kap Verdes den informellen Sektor als die Produktionseinheiten, die

weder über eine Steuernummer noch über eine Buchführung verfügen.

Die informelle Wirtschaft auf den Kap Verden hat eine erhebliche Dimension: Laut der genannten Datenerhebung beträgt

die Bruttowertschöpfung der informellen Tätigkeiten, ausgenommen derjenigen in der Landwirtschaft, insgesamt 12%

des BIP des Landes.30

28 IMF Staff Report for the 2016 Article IV Consultation, November 2016 29 BCV - Jahresbericht 2015, Cidade da Praia 2016, S. 44 30 BCV - Jahresbericht 2015, Cidade da Praia 2016

24


Abbildung 4: Charakterisierung der Erwerbstätigen in der informellen Wirtschaft auf Kap Verde in 2015

Quelle: BCV - Jahresbericht 2015, Cidade da Praia 2016

Die informelle Wirtschaft beschäftigt rund 40.000 Menschen (10,5% der Bevölkerung im erwerbstätigen Alter), davon

85% auf permanenter Basis.

Die informellen, nicht-landwirtschaftlichen Tätigkeiten werden überwiegend in städtischen Gebieten durch Frauen um

die 40 Jahre mit Pflichtschulbildung (6 Jahre) ausgeübt.

Verglichen mit den in 2010, im Rahmen einer weiteren Umfrage, erhobenen Daten, ist die Anzahl an informellen nicht-

landwirtschaftlichen Produktionseinheiten um 38% gestiegen, was eine Zunahme der Beschäftigten um 27,5% bedeutet.

Die Verteilung der Produktionseinheiten auf die verschiedenen Wirtschaftssektoren hat sich seit 2010 verändert. Damals

war der Handel der wirtschaftliche Sektor mit dem höchsten Grad an Informalität; in 2015 war die Verteilung der Pro-

duktionseinheiten auf die Industrie (36,6%), den Handel (34,9%) und andere Dienstleistungen (28,5%) gleichmäßiger.

Die Beschäftigten in der informellen Wirtschaft arbeiten durchschnittlich 38,6 Stunden in der Woche, verglichen mit ei-

nem Durchschnitt von 36,7 Wochenstunden in der formellen Wirtschaft. Die Hälfte der Beschäftigten verdient weniger

als 14.200 CVE (ca. 130 Euro) im Monat.31 Auf dem formellen Arbeitsmarkt wurde im Jahr 2014 der Mindestlohn einge-

führt und beträgt seitdem 11.000 CVE (ca. 100 Euro).

Die informellen Arbeitnehmer werden nicht deklariert und somit nicht anerkannt. Sie verfügen über keinen Sozialschutz

und können ihre im Arbeitsgesetz verankerten Rechte nicht geltend machen. Die undeklarierten Unternehmen kommen

ihren Steuer- und Sozialpflichten nicht nach und betreiben dadurch einen unlauteren Wettbewerb gegenüber den formell

gegründeten Unternehmen. Dennoch kann die informelle Wirtschaft auch ein Potential für das Unternehmertum darstel-

len, deren Übergang zur formellen Wirtschaft durch geeignete Maßnahmen, wie die 2016 in Kraft getretene Sonderrege-

lung für Kleinst- und Kleinunternehmen (REMPE - Regime Especial para as Micro e Pequenas Empresas), zu fördern

wäre.

31 BCV - Jahresbericht 2015, Cidade da Praia 2016

25


2.1.5. Investitionsklima und -förderung

Kap Verde nimmt im Global Competitiveness Report 2016-17 den 110. Platz unter 138 Ländern ein und erreicht auf einer

Skala von 1-7 eine Gesamtbewertung von 3,8 Punkten (Global Competitiveness Index). Der Zugang zur Finanzierung, die

Steuersätze und die ineffiziente öffentliche Bürokratie werden als besonders problematische Faktoren hervorgehoben.32

Tabelle 2: Global Competitiveness Index – Kap Verde: Ein Vergleich

2013/2014 2014/2015 2015/2016 2016/2017

Platz Punkte Platz Punkte Platz Punkte Platz Punkte

GCI - Global Competitiveness In-

dex 122 3,5 114 3,7 112 3,7 110 3,8

Grundvoraussetzungen 103 4,0 91 4,3 92 4,2 89 4,32

Institutionen 69 3,9 66 3,9 66 3,9 71 3,97

Infrastrukturen 116 2,8 104 3,1 94 3,3 94 3,39

Makroökonomisches Klima 128 3,7 106 4,1 124 3,6 107 4,02

Gesundheit u. Grundausbildung 75 5,7 57 6,0 51 6,0 58 5,92

Effizienzverstärker 130 3,2 127 3,3 122 3,4 121 3,40

Hochschul- u. Berufsbildung 94 3,7 89 3,9 81 4,1 79 4,15

Effizienz des Gütermarkts 112 3,9 110 4,0 99 4,1 97 4,08

Effizienz des Arbeitsmarkts 129 3,7 126 3,6 125 3,6 116 3,67

Entwicklung des Finanzmarkts 127 3,3 115 3,4 111 3,4 112 3,37

Technologisches Niveau 91 3,3 80 3,5 77 3,6 78 3,76

Marktgröße 148 1,3 144 1,3 138 1,5 137 1,37

Innovations- und Komplexitäts-

faktoren 118 3,1 109 3,2 104 3,3 105 3,31

Komplexität Unternehmen 121 3,4 114 3,5 106 3,5 108 3,52

Innovation 116 2,8 101 3,0 100 3,1 98 3,11

Quelle: World Economic Forum, Global Competitiveness Report

Auf dem Heritage Foundation’s Economic Freedom Index 2016 nimmt Kap Verde den Platz 57, zwischen Slowakei auf

Platz 56 und Ungarn auf Platz 58, unter 178 Ländern ein.33 Unter 46 Ländern der Süd-Sahara steht Kap Verde auf dem 3.

Platz nach Mauritius und Botswana. Mit einer Bewertung von 66,5 wird das Land als „moderately free“ (Bewertung 60-

69,9) eingestuft und schneidet weiterhin in der Gesamtbewertung erheblich besser ab als der globale und regionale

Durchschnitt. Gemäß dem Bericht haben beträchtliche Umstrukturierungen und die relativ zuverlässige Rechtsstaatlich-

keit dem Inselstaat den Übergang zu einem offenen und flexiblen Wirtschaftssystem erleichtert. Verglichen mit anderen

Volkswirtschaften in der Region werden die Eigentumsrechte auf Kap Verde stark geschützt; die Reformen haben die

Korruption verringert und den Regelungsrahmen verbessert.

Kap Verde machte erhebliche Fortschritte bezüglich des Einkommenswachstums und der Armutsbekämpfung unter Er-

haltung der makroökonomischen Stabilität. Die Regierung unterstützt weiterhin eine Politik, die den Freihandel und of-

fene Märkte fördert, wenn auch die öffentlichen Ausgaben und die Staatsverschuldung sich einem besorgniserregenden

Niveau nähern. Die Regierung zeigte in letzter Zeit eine gewisse Eindämmung bezüglich der ehrgeizigen öffentlichen In-

vestitionsprojekte, um die langfristige Tragfähigkeit der öffentlichen Finanzen zu gewährleisten.

Was die Rechtsstaatlichkeit anbelangt, so erwähnt der Bericht der Heritage Foundation die allgemeine politische Stabili-

tät, welche von starken demokratischen Institutionen und dem Schutz der bürgerlichen Freiheiten untermauert wird. Kap

Verde verfügt über eine relativ hohe Transparenz und ein niedriges Korruptionsniveau gegenüber anderen afrikanischen

32 The Global Competitiveness Report 2016-2017, World Economic Forum, 2016 33 2016 Index of Economic Freedom, World Heritage Foundation

26


Ländern. Der Privatbesitz ist relativ gut geschützt. Die verfassungsrechtlich unabhängige Justiz wird allgemein gewahrt,

obwohl das Justizsystem ineffizient ist und der Rückstau unerledigter Strafsachen zu erheblichen Verzögerungen führt.34

Der höchste Einkommensteuersatz beträgt 35%, bei der Körperschaftssteuer liegt der Höchstsatz bei 25%. Auf Kap Verde

wird eine Mehrwertsteuer von 15% erhoben; aufgrund einer Ausnahmesituation, die durch den Vulkanausbruch auf der

Insel Fogo hervorgerufen wurde, sah der Staatshaushalt für 2015 einen Mehrwertsteuersatz von 15,5% vor.35

Der durchschnittliche Zollsatz für Einfuhren ist mit 10,9% relativ hoch. In- und ausländische Investoren werden in der

Regel rechtlich gleichbehandelt. Mehrere Staatsunternehmen wurden seit den 1990er Jahren privatisiert. Der Banksektor

wächst weiter und die Zahl der notleidenden Kredite hat sich verringert. Die zugewiesenen Kredite unterliegen generell

den Marktbedingungen; der Finanzierungszugang für kleine und mittlere Unternehmen hat sich verbessert.36

In der Ausführung „Cape Verde – A Success Story“ der Afrikanischen Entwicklungsbank und des Afrikanischen Entwick-

lungsfonds von November 201237 wird Kap Verde als ein Modell für verantwortungsbewusste Regierungsführung präsen-

tiert. Im Ibrahim Index über verantwortungsbewusste Staatsführung in Afrika belegt Kap Verde den 3. Platz mit 73 von

100 Punkten und wird lediglich von Mauritius und Botswana übertroffen. Unter den Ländern Westafrikas nimmt Kap

Verde in diesem Index die Vorrangstellung ein. Dieser Index definiert die verantwortungsbewusste Staatsführung als die

Fähigkeit zur Bereitstellung von politischen, sozialen und wirtschaftlichen Gütern und Leistungen, die der Verantwortung

des Staates obliegen und die jeder Bürger vom Staat erwartet.38

Bei den Worldwide Governance Indicators39 beinhaltet der Begriff „Governance“ die Traditionen und Institutionen, die

die Autorität in einem Land ausüben. Dies umfasst neben dem Prozess, durch den Regierungen ausgewählt, überwacht

und ersetzt werden, auch die Fähigkeit der Regierung, effektive Politiken zu formulieren und umzusetzen sowie die Ach-

tung der Bürger und des Staates für die Institutionen. Bei diesem Index schneidet Kap Verde in allen Kategorien besser

als die Region der Sub-Sahara ab.

Nach Transparency International sind Botswana, Mauritius und die Kap Verden die weniger korrupten Länder Afrikas

und liegen diesbezüglich auf demselben Niveau wie andere Länder auf anderen Kontinenten wie Europa und Nordame-

rika.40

In den letzten Jahren können Fortschritte auf den Kap Verden im Hinblick auf das Investitionsklima verzeichnet werden.

Wie aus Tabelle 2 ersichtlich ist, stieg Kap Verde beispielsweise auf dem globalen Wettbewerbsranking des World Econo-

mic Forums vom Platz 122 in 2013/14 auf Platz 110 in 2016/17. Dennoch sind nach wie vor weitere Verbesserungen des

Geschäftsklimas für die Schaffung von Arbeitsplätzen und das Wachstum des privaten Sektors entscheidend.

Am 1. Oktober 2016 trat eine neue Arbeitsgesetzregelung mit der Absicht, die Arbeitsmarktflexibilität zu erhöhen und die

Kosten für Personalentlassungen zu senken, in Kraft. Bereits Ende 2014 startete die staatliche Investitionsförderagentur

Cabo Verde Investimentos (CI) eine Online-One-Stop-Plattform, um ausländischen Investoren den Investitionsprozess

zu erleichtern. Im Juli 2016 wurde Cabo Verde Investimentos zu Cabo Verde TradeInvest umstrukturiert mit dem Ziel,

die Synergien zwischen ausländischen Direktinvestitionen und Exportförderung, insbesondere im Tourismussektor, zu

stärken. Im September 2016 schlossen die Behörden eine Kooperationsvereinbarung für die Gründung eines Trade Re-

source Centre des African Growth and Opportunity Act (AGOA) zur Förderung der Exporte in die Vereinigten Staaten.41

In 2015 wurde die CV Garante, eine Kreditgarantiegemeinschaft, gegründet, um die Finanzierung von Kleinst- und Klein-

unternehmen zu erleichtern. Im selben Jahr hat die Regierung Kreditauskunfteien eingerichtet, die eine Verbesserung

der Kredit-Informationen und somit den Zugang zu Finanzierungen gewährleisten sollen. Der Mangel an Know-how ist

34 2016 Index of Economic Freedom, World Heritage Foundation 35 Câmara de Comércio Indústria e Turismo Potugal Cabo Verde 2016 36 2016 Index of Economic Freedom, World Heritage Foundation 37 African Development Bank & Afrika Development Fund, Cape Verde - A Success Story, November 2012 38 2016 Ibrahim Index of African Governance, A Decade of African Governance 2006-2015, Mo Ibrahim Foundation, October 2016 39 Worldwide Governance Indicators, The World Bank Group 40 People and Corruption: Africa Survey 2015, Transparency International, 2015 41 USAID West Africa Trade and Investment Hub

27


ein entscheidender Faktor beim Zugang zu Finanzierungen, weshalb solche Kreditauskunfteien und die entsprechend

relevante Ausbildung ausgeweitet werden sollte.

Die regionale Integration ist ein wichtiger Faktor der Entwicklung. Die Globalisierung verleiht Kap Verde eine neue zent-

rale Rolle in seiner wirtschaftlichen Region. Wie bereits erwähnt, liegen die Inseln Kap Verdes inmitten bedeutender

Handelsrouten, die Afrika und Europa mit den Märkten Süd- und Nordamerikas verbinden. Die regionale Integration ist

entscheidend für die Behauptung Kap Verdes als Zugang zu Westafrika.

Abbildung 5: Kap Verde – eine geostrategische Lage

Quelle: IMF, Challenges Facing MICs in SSA – The Case of Cape Verde, Cristina Duarte, März 2014

Kap Verde gehört verschiedenen internationalen Organisationen an, darunter:

CPLP – Comunidade dos Países de Língua Portuguesa (Gemeinschaft der Länder der Portugiesischen Sprache),

zusammen mit Portugal, Angola, Brasilien, Guinea-Bissau, Mozambique, São Tomé und Principe sowie Osttimor;

ECOWAS – Economic Community of West African States (Westafrikanische Wirtschaftsgemeinschaft), eine regio-

nale Organisation wirtschaftlicher Integration mit 15 Mitgliedsstaaten;

AfDB – African Development Bank (Afrikanische Entwicklungsbank), in 1964 gegründet mit dem Ziel, die nachhal-

tige Wirtschaftsentwicklung zu fördern und die Armut zu bekämpfen;

Makaronesien/EU, ein Raum der politischen Koordinierung und der Kooperation der Inselgruppen Kap Verde, Azo-

ren (Portugal), Madeira (Portugal) und Kanaren (Spanien), die zusammen eine Partnerschaft im Rahmen der Regio-

nen in äußerster Randlage der EU bilden.

Als im Dezember 2007 Kap Verde den Status eines Landes mittleren Einkommens erhielt, wurde dem Land eine Über-

gangsphase gewährt, die dem Markt erlauben sollte, sich an das neue Tarifregime anzupassen. Diese Übergansphase en-

dete am 31. Dezember 2011. In Oktober 2011 beantragte Kap Verde bei der EU unter den Leistungen des „Generalised

28


Scheme of Preferences+“ (GPS+) berücksichtigt zu werden. Unter dieser speziellen Vereinbarung sollen Mitgliedern, de-

nen mit der Abschaffung von Zolltarifen für 6.000 Produkte (66% der üblichen EU-Zolltarife) ein bevorzugter Zugang zu

EU-Märkten und -Ländern gewährt wird, Anreize gesetzt werden, wenn sie sich verpflichten, 27 internationale Schlüssel-

konventionen über die Achtung der Menschen- und Arbeitsrechte, der Umwelt und der guten Regierungsführung effi-

zient zu implementieren. Am 9. Dezember 2011 bestätigte die Europäische Kommission, dass Kap Verde die Bedingungen

erfülle und nahm den Inselstaat als ersten afrikanischen Staat in GPS+ auf.42 In 2012 entsprach dies ca. 4,9 Mrd. Euro an

eingeführten Waren. Das erste GPS+ ist im Dezember 2013 abgelaufen. Am 1. Januar 2014 ist ein erneutes GSP+ in Kraft

getreten und Kap Verde ist unter den 10 Ländern, die von den Sonderbedingungen dieser Vereinbarung weiterhin profi-

tieren können.43

Unter den internationalen Abkommen sei noch das Abkommen von Cotonou erwähnt. Dieses bietet einen Rahmen für die

Kooperationsbeziehungen der Europäischen Union, um die wirtschaftliche, soziale und kulturelle Entwicklung der Staa-

ten Afrikas, der Karibik und des Pazifik (AKP) zu fördern. Das Abkommen stützt sich auf die Gleichheit der Partner und

Eigenverantwortung für die Entwicklungsstrategien. Es wurde am 23. Juni 2000 unterzeichnet und für einen Zeitraum

von 20 Jahren geschlossen. Es kann alle fünf Jahre überprüft werden.44

Innerhalb der EU/AKP-Partnerschaft einigten sich die Parteien auf den Abschluss neuer Handelsabkommen nach WHO-

Regeln (Economic Partnership Agreements - EPAs), um schrittweise Handelshemmnisse zu beseitigen und um die Zu-

sammenarbeit und die Kooperation in zusammenhängenden Bereichen wie Normung, Zertifizierung und Qualitätskon-

trolle sowie Wettbewerbs- und Verbraucherpolitik zu fördern.45

Nach zehn Jahren andauernder Gespräche zwischen den 16 Ländern Westafrikas und der Europäischen Union wurden

im Februar 2014 die Verhandlungen über ein Wirtschaftspartnerschaftsabkommen abgeschlossen. Aus der Perspektive

des Handels und der Entwicklung stellt das Abkommen einen großen Erfolg dar. Die Region Westafrikas macht über 38%

des gesamten Handels zwischen der EU und den AKP-Staaten aus. Die EU liefert einen Großteil der Ausstattung, die für

das wirtschaftliche Wachstum und die Entwicklung der Region benötigt wird, und ist gleichzeitig der wichtigste Ausfuhr-

markt für westafrikanische Agrar- und Fischereiprodukte. Die jährlichen Exporte der EU nach Westafrika betragen 31

Mrd. Euro, die Importe belaufen sich auf 37 Mrd. Euro.46

Das Wirtschaftspartnerschaftsabkommen zwischen der EU und Westafrika basiert auf dem Abkommen von Cotonou zwi-

schen den AKP-Staaten und der EU. Das Abkommen hat einen stark entwicklungsorientierten Ansatz und wird von er-

heblichen Fonds für die Zusammenarbeit in der Entwicklung unterstützt, so dass Westafrika von den Handelsvorteilen

vollständig profitieren kann. Ferner wird das Abkommen einen Beitrag zur besseren Integration von Westafrika in das

Welthandelssystem leisten und Unterstützung für Investitionen und Wirtschaftswachstum anbieten.

Das Abkommen ist die erste Wirtschaftspartnerschaft, die nicht nur die 16 Länder der Region, sondern auch ihre beiden

regionalen Organisationen, die Westafrikanische Wirtschaftsgemeinschaft (ECOWAS) und die Westafrikanische Wirt-

schafts- und Währungsunion (UEMOA), zusammenbringt – ein klares Zeichen für das Bestreben Westafrikas zur regio-

nalen Integration, welches die EU unterstützen möchte.

Wie auch in anderen AKP-Regionen wird die Umsetzung dieser Vereinbarung auf Gegenseitigkeit beruhen. Für Westaf-

rika bedeutet das Abkommen eine Erhöhung der Ausfuhren in die EU, die Stimulierung der Investitionen und einen Bei-

trag zur Entwicklung der Produktionskapazität. Die Wirtschaftspartnerschaft wird notwendige Reformen unterstützen

und die wirtschaftliche und soziale Entwicklung fördern. Für die EU eröffnet das Abkommen neue Geschäftsmöglichkei-

ten und erhöht die Rechtssicherheit für europäische Investoren in der Region.47

42 European Commission, Cape Verde secures access to EU markets and boosts its development, 2011 43 European Commission, Revised EU Trade Scheme, Memo, Dezember 2013 44 Europäische Gemeinschaft, Abkommen von Cotonou, 2000 45 Kap Verde Datenblatt, aicep Portugal Global, November 2016 46 Economic Partnership Agreement with West Africa - Facts and Figures, European Commission, DG Trade, September 2015 47 Economic Partnership Agreement with West Africa - Facts and Figures, European Commission, DG Trade, September 2015

29


Das Abkommen wurde am 30. Juni 2014 unterzeichnet und von den Staatschefs der ECOWAS am 10. Juli angenommen;

es wartet nun auf die Unterschrift und Ratifizierung beider Seiten. Bis zu seiner vorläufigen Anwendung gilt weiterhin das

GSP+-Regime.48

Internationales Geschäftszentrum International Business Centre (CIN – Centro Internacional de Negócios)

Die geostrategische Lage von Kap Verde, die wirtschaftliche Entwicklung und die angestrebte Internationalisierung der

kapverdischen Wirtschaft liegen der Entstehung des Internationalen Geschäftszentrums zugrunde.

Zur Förderung des internationalen Handels und der Investitionen mit Exportpotential wurde durch das Dekret Decreto-

Legislativo 1/2011 vom 31. Januar 2011 das umfangreiche Konzept des Internationalen Geschäftszentrums (CIN – Centro

Internacional de Negócios) umgesetzt. Inbegriffen sind das Internationale Industriezentrum (CII – Centro Internacional

Industrial), das Internationale Handelszentrum (CIC – Centro Internacional de Comércio) und das Internationale

Dienstleistungszentrum (CIPS – Centro Internacional de Prestação de Serviços). Diese Zonen erlauben die Ausübung

von Industrie-, Handels- oder Dienstleistungsaktivitäten, die für den internationalen Handel bestimmt sind. Nach Einrei-

chung eines Genehmigungsantrages auf Niederlassung in dem entsprechenden Zentrum und Bezahlung der jeweiligen

Gebühren können die Unternehmen von Steuer- und Zollvorteilen profitieren.

Das Dekret wurde durch das Gesetz Nr. 28/2013 vom 31. Oktober 201349 geändert und neu veröffentlicht.

Den Unternehmen, die über eine Lizenz für das Internationale Geschäftszentrum verfügen, werden eine Reihe von Vor-

teilen gemäß der Gesetzesregelung über steuerliche Vorteile Código dos Benefícios Fiscais, Gesetz Nr. 26/VIII/2013, vom

21. Januar 201350 eingeräumt.

Diejenigen Unternehmen, die im Rahmen des CII und CIC tätig sind und mindestens 5 Arbeitsplätze schaffen, profitier-

ten von einem reduzierten Satz der Körperschaftssteuer (IUR) bis 2015. Der Steuersatz liegt zwischen 2,5 und 5%, je nach

Anzahl der geschaffenen Arbeitsplätze, nämlich 5% für Unternehmen mit 5 oder mehr Mitarbeitern, 3,5% für die mit 20

oder mehr Mitarbeitern und 2,5% für Unternehmen mit mindestens 50 Mitarbeitern. Im Dienstleistungssektor ist im

Rahmen des CIPS die Schaffung von mindestens zwei Arbeitsplätzen zur Gewährung eines Steuersatzes in Höhe von 2,5%

notwendig.

Die in den CIN integrierten Unternehmen sind bei Firmengründung, Kapitalerhöhung und Finanzierungsverträgen von

der Stempelsteuer befreit. Ferner wird ihnen die Freistellung von Zolltarifen und Gebühren gemäß den gültigen Rechts-

vorschriften gewährt. Das CIN-System sieht zusätzlich die Mehrwertsteuerbefreiung nach dem entsprechenden Gesetz

vor, die Erstattung der bezahlten Mehrwertsteuer soll dabei innerhalb von 30 Tagen erfolgen. Der Erwerb von Immobi-

lien zur Einrichtung oder Erweiterung der Geschäftstätigkeiten können unter Zustimmung der jeweiligen kommunalen

Behörde von der Vermögenssteuer befreit werden. Des Weiteren ermöglicht das CIN-System den Entfall der Notar- und

Eintragungsgebühren bei der Gründung und Registrierung von Unternehmen.51

Die neue Regierung beabsichtigt die Einrichtung von einem CIN auf jeder Insel.

2.1.6. Sektorenübergreifende Fördermittel

Die Güter, die in Kap Verde produziert werden, verfügen über einen bevorzugten Zugang zu den Märkten der Europäi-

schen Union (Abkommen von Cotonou), der Vereinigten Staaten (Generalized System of Preferences und AGOA – Afri-

48 Kap Verde Datenblatt, aicep Portugal Global, November 2016 49 Amtsblatt Kap Verde, Gesetz 38/2013 vom 2. Oktober 2013 50 Amtsblatt Kap Verde, Gesetz 26/VIII/2013 vom 21. Januar 2013 51 Kap Verde Internationales Geschäftszentrum, Steuervorteile bei Investitionen

30


can Growth Opportunity Act), von Kanada (Generalized System of Preferences; Vereinbarungsprotokoll über die Initia-

tive der weniger entwickelten Länder) und der ECOWAS (Benin, Burkina Faso, Elfenbeinküste, Gambia, Ghana, Guinea,

Guinea-Bissau, Liberia, Mali, Niger, Nigeria, Senegal, Sierra Leone und Togo).52

Mithilfe dieser Förderinstrumente ist Kap Verde dabei, sich zu einem Angelpunkt zwischen drei Kontinenten, Afrika, Eu-

ropa und Amerikamit einer großen wirtschaftlichen Bedeutung zu profilieren. Es kann eine Entwicklung hin zu einem

wichtigen Standort für die Abwicklung von Geschäften mit Zugang zu anderen Märkten in den Wirtschaftsregionen, zu

denen Kap Verde gehört, beobachtet werden. Der westafrikanische Markt alleine hat knapp 350 Mio. Einwohner. Als Mit-

glied der ECOWAS verfügt Kap Verde über die notwendigen Bedingungen, um als Plattform für die Wiederausfuhr von

Produkten zu agieren, die innerhalb dieses Marktes zollfrei gehandelt werden.

Als Förderinstrumente zur Investitionsfinanzierung sind zu erwähnen:

Europäischer Investitionsfonds (EIF) – Europäischer Entwicklungsfonds (EEF) – Finanzierung der AKP-Länder (in

Höhe von 3,5 Mrd. Euro): Zuschüsse, Garantien und Mittel für private Unternehmen in AKP-Ländern

Europäische Investitionsbank (EIB) zur Förderung von Entwicklungsprojekten in den AKP-Ländern

Im Rahmen ihrer Kooperation mit den AKP-Staaten (Afrika, Karibik, Pazifik) hat die Europäische Union das Indikativ-

programm für die Entwicklungszusammenarbeit mit Kap Verde im Zeitraum 2014 bis 2020 verabschiedet. Dafür sind

Mittel des 11. Europäischen Entwicklungsfonds (EEF) in Höhe von insgesamt 55 Mio. Euro vorgesehen, die insbesondere

für Maßnahmen im Schwerpunktbereich gute Regierungsführung Good Governance und lokale Entwicklung Develop-

ment Contract (GGDC) verwendet werden sollen. Dabei verteilen sich die Mittel auf einen ersten Programmteil (GGDC

window 1) zur Förderung der Armutsminderung und des Wachstums (30 Mio. Euro) sowie einen zweiten Programmteil

(GGDC window 2) zur Stärkung der besonderen Partnerschaft zwischen der EU und Kap Verde (20 Mio. Euro). Außer-

dem soll u.a. die technische Zusammenarbeit Technical Cooperation Facility (TCF) mit 4 Mio. Euro gefördert werden.53

Für den Zeitraum 2014-2020 stehen auch folgende EU-Förderprogramme zur Verfügung:

EU-ACP ENERGY FACILITY (200 Mio. Euro): Zuschüsse für Investitionsprogramme und für die Entwicklung von

Energiedienstleistungen zum allgemeinen Kapazitätsaufbau im Energiesektor in AKP-Ländern;

Instrument für die Entwicklungszusammenarbeit Instrument for Development Cooperation (DCI) (19,66 Mrd.

Euro): Zuschüsse für EU-Projekte in der Entwicklungszusammenarbeit.

In 2014 wurden gemeinsame Erklärungen zwischen der EU und fünf afrikanischen Länder, darunter Kap Verde, unter-

zeichnet, um die Zusammenarbeit im Bereich der erneuerbaren Energien mit den betroffenen Ländern zu stärken. Ziel

dieser Erklärungen war, den Zugang zu erneuerbaren Energiequellen auch in ländlichen Gebieten, wo der Bedarf am

größten ist, zu verbessern.

Um dieses Ziel auch auf globaler Ebene zu erreichen, will die EU für den Zeitraum 2014-2020 mehr als 3,3 Mrd. Euro für

Projekte zur Förderung erneuerbarer Energie weltweit bereitstellen. Rund 2 Mrd. Euro sind für afrikanische Länder vor-

gesehen.

Ein weiteres grundlegendes Ziel der Erklärungen sah die Zusammenarbeit mit dem Privatsektor vor, wodurch die Investi-

tions- und Finanzierungsbedingungen verbessert und der Zugang zu nachhaltiger Energie bzw. die Produktion von nach-

haltigem, zuverlässigem und kosteneffizientem Strom gesteigert werden sollten. Um dieses Ziel zu verwirklichen, wurden

die Regierungen der Partnerländer und die EU aufgefordert, bei der Entwicklung von Projekten zur Förderung erneuer-

barer Energie zusammenzuarbeiten.54

52 Kap Verde - Rechtliche Bedingungen für den Marktzugang, AICEP, Set 2014 53 National Indicative Programme 2014-2020, GTAI 54 Europäische Kommission, Pressemitteilung „EU verstärkt Zusammenarbeit mit Entwicklungsländern im Bereich erneuerbare Energien“, 22. September 2014

31


2.2. Energiemarkt

Die Insellage und die verbreitete Nutzung von Erdölerzeugnissen charakterisieren den Energiesektor auf den Kap Verden.

Alle neun bewohnten Inseln bilden einzelne und isolierte Energiesysteme mit eigenen Charakteristika des Energieange-

botes und der -nachfrage.

Die Energieerzeugungs-, Übertragungs- und Verteilungsanlagen auf den Kap Verden wurden durch Unterstützungspro-

jekte der Weltbank, der Afrikanischen Entwicklungsbank und anderer Nationen entwickelt.

Aktuell werden auf den Kap Verden Projekte zur Entwicklung der Stromübertragungs- und Stromverteilungssysteme

durch das niederländische OERT-Projekt und das PTDSD-Projekt (Power Transmission and Distribution System Develo-

pment Project) durchgeführt. Die Bauarbeiten laufen bereits seit März 2012 und die Arbeiten sollen in 2017 zu Ende ge-

führt werden. Das PTDSD-Projekt umfasst sechs Inseln: Santo Antão, São Vicente, Sal, Maio, Santiago und Fogo. Drei der

Inseln (São Vicente, Sal und Santo Antão) sollen mit dem SCADA-System (Supervisory Control And Data Acquisition)

versehen werden.

Unterirdische Übertragungs- und Verteilungsleitungen finden in vielen Fällen Anwendung, während Freileitungen haupt-

sächlich in den bergigen oder ländlichen Regionen vorgefunden werden. Die Übertragungs-, Verteilungsleitungsgröße

und die Transformatorkapazität werden nach der Stromlast ausgewählt. Im Allgemeinen werden groß dimensionierte

Kabel in Hauptleitungen und kleinere für Zweigleitungen verwendet. In einigen elektrifizierten Gebieten werden Mast-

transformatoren genutzt, jedoch sind Transformatorstationen am meisten verbreitet.55

In den folgenden Kapiteln wird die Energiemarktentwicklung im Einzelnen aufgezeigt, wobei zum Zeitpunkt der Erstel-

lung dieser Zielmarktanalyse zum Teil keine aktuelleren Daten zur Verfügung standen und somit vollständigkeitshalber

Daten von 2014 teilweise zugrunde gelegt wurden.

2.2.1. Energieversorgung und -verbrauch

Die Erdölerzeugnisse unterstehen auf den Kap Verden einem komplexen Einfuhr- und Verteilungssystem. Die Infrastruk-

turen für die Lagerung folgen den historischen Gegebenheiten jeder Insel. Diesel wird hauptsächlich importiert und auf

der Insel São Vicente gelagert; Schweröl wird importiert und ebenso auf São Vicente gelagert; Jet A1 für die Luftfahrt

wird überwiegend importiert und auf der Insel Sal gelagert, so wie das importierte Butangas. Von den drei primären La-

gerungszentren werden die Kraftstoffe über See auf die restlichen Inseln verteilt. Gas, aber ggf. auch Diesel für die Strom-

erzeugung erreichen die abgelegensten Gebiete über das Straßennetz.

Die auf jeder Insel verbrauchte Elektrizität wird lokal erzeugt, hauptsächlich aus Diesel oder Schweröl. Das Schweröl wird

auf den Hauptwerken auf den Inseln Santiago, São Vicente, Sal und Boa Vista benutzt, während die kleineren Werke Die-

sel verbrauchen.

So besteht die verbrauchte Energie auf Kap Verde überwiegend aus Erdölprodukten (Flüssiggas (LPG), Benzin, Erdöl,

Diesel, Schweröl und Jet A1) – alles Raffinerieprodukte und daher Sekundärenergie. Lediglich die Biomasse, Solar- und

Windenergie, mit einem Anteil von 15% am Bruttoverbrauch, können als Primärenergie betrachtet werden.56

Der Energieverbrauch pro Kopf auf den Kap Verden liegt bei 233 kg Rohöleinheiten (RÖE)/Kopf, und je 1.000 USD an

Einkünften verbraucht das Land 62,4 kg RÖE. Damit hat Kap Verde verglichen mit den afrikanischen Inselstaaten die

geringste Energieintensität des BIP (s. Abbildung 6).

55 The Study of Information Collection and Verification Survey for Renewable Energy Introduction and Grid Stabilization in the Republic of Cabo Verde (Draft Final Report), Japan International Cooperation Agency (JICA), August 2016) 56 Grundlagebericht für Kap Verde, Koordinationsgruppe EnEff und EE, Nov 2014

32


Abbildung 6: Vergleich der Energieintensität des BIP afrikanischer Inselstaaten in 2013 (in kg RÖE/1.000 USD)

Quelle: Grundlagebericht für Kap Verde, Koordinationsgruppe EnEff und EE, Nov 2014

Bezüglich des Pro-Kopf-Verbrauchs kommt Kap Verde hinter Mauritius und den Seychellen an dritter Stelle (s. Abbildung 7).

Abbildung 7: Vergleich des Energieverbrauchs pro Kopf afrikanischer Inselstaaten in 2013 (in kg RÖE/Kopf)


In den vergangenen Jahren ist der gesamte interne Bruttoenergieverbrauch von ca. 2.340 GWh in 2010 auf 2.311 GWh in

2013 gesunken, nachdem in 2011 ein Höchststand von 2.471,6 GWh erreicht wurde. Zwischen 2010 und 2013 ging der

Dieselverbrauch um fast 14% zurück, vor allem aufgrund der Einführung von Parks für erneuerbare Energien. Die Abhän-

gigkeit von Erdölerzeugnissen ist aber immer noch besonders hoch: In 2013 wurde 80% des Energiebedarfs mit fossilen

Brennstoffen gedeckt.

Tabelle 3: Bruttoenergieverbrauch nach Energieträger auf Kap Verde 2010-2013

Butan Erdöl Benzin Diesel Schweröl JET A1 Wind Solar Holz Gesamt

(GWh) (GWh) (GWh) (GWh) (GWh) (GWh) (GWh) (GWh) (GWh) (GWh)

2010 134,0 7,5 87,8 936,8 621,0 195,7 2,0 2,1 353,9 2.340,7

2011 136,0 7,5 87,7 990,2 640,3 228,4 15,6 9,0 362,6 2.477,2

2012 133,3 6,2 83,1 909,1 573,9 226,1 61,4 7,5 371,4 2.371,9

2013 134,2 5,7 84,1 804,8 615,5 208,6 70,7 7,3 380,1 2.311,0


0

50

100

150

200

250

300

Kap Verde Comoros Mauritius São Tomé und Príncipe Seychelles

Energ

iein

tensität in

kg R

ÖE

/1000U

SD

Kap Verde Comoros Mauritius São Tomé und Príncipe Seychelles

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

Comoros São Tomé und Príncipe Kap Verde Mauritius Seychelles

Energ

ieverb

rauch in

kg R

ÖE

/Kopf

Comoros São Tomé und Príncipe Kap Verde Mauritius Seychelles

33


Die Nutzung von Erdöl, welches früher oft für die Beleuchtung und zum Kochen genutzt wurde, nimmt kontinuierlich ab;

von größerer Bedeutung ist zum einen die Menge des Gasverbrauchs, die fast stagnierte, und zum anderen die geringe

Schwankung des Benzinverbrauchs.

Zu diesem Angebot an Energie für den internen Verbrauch kommt die wieder ausgeführte Energie in der Luftfahrt und

internationalen Schifffahrt hinzu. Diesem Marktanteil kommt ein bedeutendes Gewicht im allgemeinen Kraftstoffmarkt

zu, nämlich mehr als 40% in 2011 und ca. 38% in 2013.

Die Elektrizitätserzeugung ist ein weiterer Sektor mit einem wichtigen Anteil am Kraftstoffmarkt auf den Kap Verden. In

2010 dienten ca. 870 GWh Schweröl und Dieselöl (etwas über 37% der Energieversorgung) der Produktion von ca.

340 GWh Elektrizität. Relativ betrachtet ging in 2013 der prozentuelle Anteil beider Energieträger in der Energieversor-

gung auf 34% leicht zurück.57

Tabelle 4: Stromerzeugung in Kap Verde 2010-2013

Diesel Schweröl Strom mit Diesel Effizienz Strom mit EE Strom mit EE

(GWh) (GWh) (GWh) (in %) (GWh) (in %)

2010 250,4 621,0 341,6 39,2% 4,1 1,2%

2011 230,9 640,3 336,7 38,6% 24,6 6,8%

2012 210,1 573,9 301,3 38,4% 68,9 18,6%

2013 164,0 615,5 312,7 40,1% 78,0 20,2%


Die Aufteilung zwischen Diesel und Wind/Solar in der Stromproduktion pro Insel im Jahr 2015 wird in Tabelle 5 darge-

stellt. Die Daten umfassen die Produktion von Electra, APP und AEB:

Tabelle 5: Stromproduktion in 2015 (MWh)

Insel Diesel Wind + Solar Total

Sto. Antão 12.943 1.728 14.671

S. Vicente 52.077 19.045 71.122

S. Nicolau 5.964 1 5.965

Sal 46.620 20.956 67.577

Boa Vista 23.902 7.612 31.514

Maio 2.626 0 2.626

Santiago 176.547 35.733 212.280

Fogo 12.260 0 12.260

Brava 2.575 0 2.575

Gesamt 335.514 85.075 420.589

Durchdringungsrate 80% 20%

Quelle: DNEIC

Die Entscheidung, Schweröl statt Dieselöl auf den bedeutendsten Inseln Santiago, São Vicente, Sal und Boa Vista einzu-

führen, trug zu einer leicht verbesserten Gesamteffizienz des Umwandlungsprozesses bei, die in 2013 40% betrug. Zusätz-

lich wurde auf die Einführung von erneuerbaren Energien in der Stromerzeugung gesetzt, womit der Anteil an produzier-

tem Strom aus erneuerbaren Energien von weniger als 1,2% in 2010 auf 20% in 2013 anstieg.

Der Stromsektor nimmt an dem Bruttoenergieverbrauch einen Anteil von etwas mehr als 37% ein. Trotz der beachtlichen

Durchdringung erneuerbarer Energien in der Stromerzeugung lag ihr Anteil in 2013 noch lediglich bei 3,4%. Wird die

Biomasse als erneuerbarer Energieträger mitberücksichtigt, dann erhöht sich der Beitrag der erneuerbaren Energien auf

20% des Bruttoenergieverbrauches.

57 Grundlagebericht für Kap Verde, Koordinationsgruppe EnEff und EE, Nov 2014

34


Abbildung 8: Bruttoenergieverbrauch nach Anteil der Energieträger auf Kap Verde 2013 (in %)


Unter Berücksichtigung der Energieumwandlung erreichte der Sekundärenergieverbrauch einen Wert von fast

1.810 GWh in 2010 und etwas über 1.840 GWh in 2013. Davon betrug 2010 der Anteil der Elektrizität ca. 19%, etwa so

viel wie Brennholz. Mit der Reduzierung des Dieselanteils am Gesamtwert stieg der relative Anteil der Elektrizität auf

etwas mehr als 21% in 2013. Die Nutzung von Diesel sank um fast 3 Prozentpunkte, von 37,9% in 2010 auf 34,8% in 2013.

In jedem Fall spielt die Nachfrage nach Energie für die Luftfahrt eine wichtige Rolle, gleich nach dem Brennholz und der

Elektrizität.

Tabelle 6: Gesamtangebot an Sekundärenergie nach Energieträger auf Kap Verde 2010-2013

Butan Erdöl Benzin Diesel JET A1 Elektri-

zität

Brenn-

holz

Kohle Gesamt

(GWh) (GWh) (GWh) (GWh) (GWh) (GWh) (GWh) (GWh) (GWh)

2010 134,0 7,5 87,8 686,4 195,7 345,7 346,5 5,3 1.808,8

2011 136,0 7,5 87,7 759,3 228,4 361,3 354,3 6,0 1.940,4

2012 133,3 6,2 83,1 699,0 226,1 370,2 362,1 6,7 1.886,6

2013 134,2 5,7 84,1 640,8 208,6 390,7 369,9 7,3 1.841,3


Abbildung 9: Verteilung des Angebots an Sekundärenergie nach Energieträger auf Kap Verde in 2013 (in %)


Diesel; 27,8%

Diesel für Strom; 7,1%

Schweröl für Strom; 26,7%

JET A1; 9,0%

Wind; 3,1%

Solar; 0,3%

Brennholz; 16,0%

Kohle; 0,3%

Butan; 5,8%Erdöl; 0,2% Benzin; 3,6%

Diesel; 34,8%

JET A1; 11,3%Elektrizität; 21,2%

Brennholz; 20,1%

Kohle; 0,4%

Butan; 7,3%

Erdol; 0,3% Benzin; 4,6%

35


Vom gesamten Sekundärenergieverbrauch machen (vgl. Abbildung 10) den größten Anteil der Transportsektor (Perso-

nen- und Warentransport), das Wirtschafts-/Produktionssystem und die alltäglichen Aktivitäten (inklusive Wohlbefin-

den) der Privathaushalte aus.

In den wichtigsten städtischen Gebieten der Kap Verden stellt die Meerwasserentsalzung die einzige Option zur Gewin-

nung von Trinkwasser dar. Die Reversosmose war in den letzten Jahren die hierfür angewandte Methode mit einem ent-

sprechend hohen Stromverbrauch, so dass ein Zusammenhang zwischen Trinkwassergewinnung und Stromerzeugung

besteht. Die Energie, die bei dem Verfahren verbraucht und für das Wasserpumpsystem benötigt wird, wird statistisch als

Eigenverbrauch der Stromerzeugung erfasst.

Tabelle 7: Eigenverbrauch der Elektrizitätswerke auf Kap Verde, inkl. Wasserpumpsystem 2010-2013

Strom Wasserentsalzung Eigenverbrauch

(GWh) (GWh) (GWh)

2010 345,7 19,6 12,3

2011 361,3 17,7 13,8

2012 370,2 18,6 12,7

2013 390,7 19,1 14,7


Der positiven Umwandlung des Energiemixes für die Stromerzeugung steht jedoch keine Verbesserung in der Verteilung

gegenüber. Die Verluste, sowohl technische als auch nicht technische, betragen über 25% der reduzierten Gesamtenergie

bzw. über 30% der verteilten Energie.

Tabelle 8: Verluste in der Stromverteilung Kap Verdes 2010-2013

Strom Verluste Verlust/ Produktion

(GWh) (GWh)

2010 345,7 83,2 24,1%

2011 361,3 88,6 24,5%

2012 370,2 105,0 28,4%

2013 390,7 102,1 26,1%


Auf die Stromverluste wird in den weiteren Kapiteln näher eingegangen (s. Kapitel 2.2.3. Energiepreise (Strom), Ab-

schnitt „Stromverluste“).

In 2013 ist der Energieverbrauch im Vergleich zu 2010 um 1,6% auf 1.715 GWh angestiegen. Diesel (641 GWh) und

Brennholz (370 GWh) waren die am meisten nachgefragten Energieträger, jeweils mit einem Anteil von 37,0% bzw.

22,0% am Gesamtenergieverbrauch.

Trotz allem ist der Dieselverbrauch in 2013 leicht zurückgegangen, was die relative Gewichtsverteilung der unterschiedli-

chen Verbraucher beeinflusst hat.

36


Abbildung 10: Anteile des Sekundärenergieverbrauchs nach Sektoren auf Kap Verde in 2013 (in %)


Bezüglich der Energienachfrage verzeichneten in 2013 die Seetransporte und die Wirtschaftstätigkeiten den größten Zu-

wachs (30% bzw. 16%). Bei den Landtransporten und der Trinkwassergewinnung gab es einen Rückgang von 9% bzw.

3%.

In den städtischen Gegenden ist die Stromversorgung fast vollständig sichergestellt: In 2010 hatten fast 90% der städti-

schen Haushalte Zugang zu Strom. In ländlichen Gebieten ist der Anteil geringer, im selben Jahr hatten fast 64% der

Haushalte auf dem Land Zugang zu Strom.

Butangas ist auf den Kap Verden aufgrund eines Netzes kleiner Verteiler fast überall zugänglich. Nachdem die Nachfrage

in den 1980er und 90er Jahren stark angestiegen ist, bleibt sie nunmehr unverändert. Laut Ergebnissen der letzten

Volkszählung in 2010 bevorzugen 70% der Haushalte Gas und 25% Holz zum Kochen.

In städtischen Gebieten lässt sich eine relativ starke Durchsetzung der moderneren Energieformen beobachten (ca. 90%),

während auf dem Land Holz und Kohle von mehr als 60% der Haushalte benutzt wird. Die Privathaushalte verbrauchten

in 2013 546 GWh Energie, insbesondere aus Holz und Elektrizität.

Abbildung 11: Verteilung des Energieverbrauchs in Privathaushalten auf Kap Verde in 2013 (in %)


Privathaushalte; 31,9%

Land-Transporte; 38,7%

See-Transporte; 3,6%

Luft-Transporte; 12,2%

Wirtschaftstätigkeiten; 12,6%

Wasserproduktion; 1,1%

Holz; 65,6%

Strom; 18,6%

Butan; 14,6%

Öl; 1,0% Kohle; 0,2%

37


2.2.2. Elektrizitätserzeugung und -verbrauch

In 2010 und nach der damals durchgeführten Volkszählung hatten 80% der kapverdischen Privathaushalte Zugang zu

Elektrizität,58 in 2013 ergaben die Ergebnisse einer vom INE (Statistisches Amt) durchgeführten Umfrage einen Anstieg

dieser Zahl auf 86,9%.

97,5% der Privathaushalte wurden über das öffentliche Netz und 1,5% über kleine Stromgeneratoren versorgt.59 Heute ist

der Zugang zu Elektrizität in den Städten bereits überall und zu mehr als 90% auf dem Land gegeben.60

Auf der Grundlage von Daten der vier Stromversorgungsunternehmen – ELECTRA, AEB, APP und Cabeólica – führte

eine Studie der Japanischen Agentur für Internationale Zusammenarbeit Japan International Cooperation Agency

(JICA) Angebots- und Nachfragewerte von Strom für die einzelnen neun Inseln in 2015 auf (siehe Tabelle 9).

Der Entwurf des Abschlussberichtes dieser JICA-Studie wurde im August 2016 veröffentlicht und stellt die aktuellste Be-

standsermittlung dar, weshalb in den nächsten Kapiteln wiederholt auf diese Studie Bezug genommen wird.

Wie erwähnt, wird zurzeit auf den Kap Verden ein Projekt mit der Unterstützung von JICA und dem ORET-Programm

(Niederlande) umgesetzt. Das Projekt sieht den Bau von Infrastrukturen vor, die letzten Endes die Stromversorgung aus

einem einzigen Kraftwerk pro Insel ggf. ermöglichen. Die Übertragungs- und Verteilungsinfrastruktur sowie Kraftwerke

wurden bzw. werden errichtet und die laufenden Arbeiten sollen in Kürze abgeschlossen sein. Es ist zu beachten, dass die

aufgeführten Daten sich auf einen Zeitraum beziehen, der durch die Umstellung von alten auf neue Kraftwerke, durch

Unterbrechungen der Stromversorgung zur Ausführung der Arbeiten an den Infrastrukturen und durch Weiterentwick-

lung der Vernetzung von isolierten, netzfernen Bereichen gekennzeichnet ist.61

Tabelle 9: Angebot und Nachfrage von Energie pro Insel (2015)

Insel Bevölkerung Fläche

[km2]

Gesamt-

kapazität

[MW]

Erneuerbare

Energien

[MW]

Spitzenlast

[MW]

Minimal-

leistung

[MW]

Erzeugte

Energie

[GWh]

Sto. Antão 40.500 779 10,5 0,50 3,0 0,8 13,4

S. Vicente 81.000 227 43,9 5,95 12,1 3,3 71,1

S. Nicolau 12.400 343 7,7 1,2 0,3 6,0

Sal 33.700 216 37,9 10,75 10,7 3,7 67,8

Boa Vista 14.500 620 16,7 2,55 6,1 1,5 31,0

Brava 5.700 64 1,4 0,6 0,2 2,6

Fogo 35.800 476 9,3 2,4 1,0 12,2

Maio 7.000 269 2,2 0,5 0,2 2,7

Santiago 294.100 991 73,9 13,63 35,3 13,8 21,4

Kap Verde 524.800 4.033 223 32,4 70 419

Quelle: The Study of Information Collection and Verification Survey for Renewable Energy Introduction and Grid Stabilization in the Republic of Cabo

Verde (Draft Final report), Japan International Cooperation Agency (JICA), August 2016, S. 36

Von den 419 GWh an erzeugter Energie im Jahr 2015 auf den Kap Verden fielen mehr als die Hälfte auf die Insel Santi-

ago. Die vier Inseln Santiago, São Vicente, Sal und Boa Vista machen 90% des Gesamtwertes aus.

58 Statistisches Amt Kap Verde, Volkszählung 2010 59 Statistisches Amt Kap Verde, Umfrage „Inquérito Multi-objectivo Contínuo“, 2013 60 Aktionsagenda SE4ALL, April 2015 61 The Study of Information Collection and Verification Survey for Renewable Energy Introduction and Grid Stabilization in the Republic of Cabo Verde (Draft Final report), Japan International Cooperation Agency (JICA), August 2016, S. 32

38


Abbildung 12: Erzeugte Energie pro Insel in 2015 [in MWh]


Verde (Draft Final report), Japan International Cooperation Agency (JICA), August 2016, S. 32

Was die Verteilung über die Monate anbelangt, so ist die Stromnachfrage in der Hochsaison des Tourismus zwischen Juli

und Oktober am höchsten, während sie zwischen Januar und März relativ niedrig ist. Dies wird in Abbildung 13 darge-

stellt. Der blaue Anteil bezieht sich auf den aus Windenergie erzeugten Strom aus den Anlagen der Cabeólica auf Santi-

ago, São Vicente, Sal und Boa Vista und auf die Anlage der ELECTRIC auf Santo Antão (0,5 MW). Die Energie aus den

Solaranlagen der ELECTRA auf Santiago und Sal ist in grün dargestellt.

Der Anteil an produzierter Energie aus erneuerbaren Energiequellen beträgt etwa 35% in Jahreszeiten mit günstigen

Windverhältnissen, wie es im Januar 2015 der Fall war. ELECTRA regelt den Output an Windenergie, um die Stabilität

des Netzsystems zu sichern. Ein höherer Nutzungsgrad sollte in Erwägung gezogen werden, um den Anteil an erneuerba-

ren Energien an dem produzierten Strom zu verbessern. Die durchgezogene Linie in der Abbildung 13 zeigt das Potential

an Windenergie bei voller Nutzung. Im Januar, bei günstigen Windverhältnissen, reicht die installierte Kapazität, um

etwa 44% des Strombedarfs von Kap Verde abzudecken.

Auf der anderen Seite sind die Windverhältnisse zwischen Juli und Oktober nicht so günstig, gerade wenn die Nachfrage

relativ hoch ist. Dieses saisonbedingte Angebot-Nachfrage-Verhältnis könnte durch Hybridsysteme mit Wind, Solar und

Diesel ausgeglichen werden.62

62 The Study of Information Collection and Verification Survey for Renewable Energy Introduction and Grid Stabilization in the Republic of Cabo Verde (Draft Final report), Japan International Cooperation Agency (JICA), August 2016, S. 34 f.

Santiago212281

51%

São Vicente7112217%

Sal6776416%

Boa Vista30982

7%

Santo Antão13399

3%

Fogo12218

3%

S. Nicolau59641%

Maio26871%

Brava25761%

Santiago

São Vicente

Sal

Boa Vista

Santo Antão

Fogo

S. Nicolau

Maio

Brava

39


Abbildung 13: Erzeugte Energie pro Monat und Energieträger in MWh (Daten für 2015)


Verde (Draft Final report), Japan International Cooperation Agency (JICA), August 2016

Die folgende Tabelle 10 zeigt den Strombedarf auf den neun Inseln Kap Verdes:

Tabelle 10: Vergleich der Energienachfrage auf den neun Inseln Kap Verdes

Bevölkerung Stromverbrauch Stromverbrauch

pro Kopf

Erzeugungs-

kapazität

Stromverluste

(in Tausend) (MWh) (MWh) (MW) (%)

Santo Antão 524,5 277.514 716 231,7 26,1

S. Vicente 40,5 10.135 250 10,6 20,3

S. Nicolau 81 45.139 557 39,6 20,6

Sal 12,4 5.045 407 7,6 11,6

Boa Vista 33,7 57.816 1.716 14,5 (El)

5,0 (APP) 5,2

Maio 14,5 24.019 1.656 11,5 (AEB) 17

Santiago 7 2.027 290 0,9 20

Fogo 294,1 121.553 413 2,2 36,7

Brava 35,8 9.262 259 9,3 25,1

Kap Verde 5,7 2.518 442 1,4 24,5



2.2.3. Energiepreise (Strom)

Der Elektrizitätspreis wird jährlich durch die Regulierungsbehörde Agência de Regulação Económica (ARE) für die

ELECTRA und das Stromversorgungsunternehmen AEB festgelegt. Kap Verde hat auch eine der höchsten Elektrizitätsta-

rife Afrikas mit einer erheblichen Belastung der Privathaushalte. Seit April 2012 zahlten Endverbraucher 0,27 Euro/kWh

(< 60 kWh) und 0,33 Euro/kWh (> 60 kWh), für Niedrigspannung lag der Preis bei 0,30 Euro/kWh und für Mittelspan-

nung bei 0,26 Euro/kWh. Am 1. April 2015 wurden neue Tarife eingeführt mit einer Reduzierung von 13,13% für die Pri-

vathaushalte, 11,94% für die Niedrigspannung und 13,73% für die Mittelspannung, die 0,24 Euro/kWh (<60 kWh), o,30

Euro/kWh (>60 kWh), 0,26 Euro/kWh bzw. 0,22 Euro/kWh für Strom bezahlten. Seit dem 10. Dezember 2015 gelten

neue Tarife, die eine erneute Reduzierung berücksichtigen: 0,25 Euro/kWh (<60 kWh), 0,28 Euro/kWh (>60 kWh), 0,24

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

45000

Jan Feb Mär Apr Mai Jun Jul Aug Sept Okt Nov Dez

En

erg

ie in

MW

h Diesel

Solar

Wind

Potential Wind

40


Euro/kWh für Niedrigspannung und 0,20 Euro/kWh für Mittelspannung. Diese Preise verstehen sich ohne die gesetzli-

che Mehrwertsteuer, die für die Energie- und Wasserversorgung 15% beträgt.

Im Oktober 2016 erfuhren die Strompreise eine erhebliche Erhöhung, durchschnittlich 10,73% für die ELECTRA und

sogar 25,6% für die AEB.63 In einem im Oktober 2016 durchgeführten Interview erklärte der Vorstandsvorsitzende der

ARE, dass sich die festgelegten Strom- und Wassertarife anhand des sog. Brennstoffmixes berechnen lassen, welcher

nicht nur den Diesel für die Stromerzeugung, sondern ebenfalls das Schweröl 380, Schweröl 180 und etwa 20% der er-

neuerbaren Energien (Wind und Solar) umfasst.64

Im Dezember 2016 wurden die Tarife erneut aktualisiert. Verglichen mit Oktober 2016 wurde eine Reduzierung von ca.

3% bei den ELECTRA Tarifen festgestellt. Tabelle 11 führt die aktuellen Strompreise für die ELECTRA auf:

Tabelle 11: Strompreise für ELECTRA (gültig seit dem 16. Dezember 2016)

Kategorie Basistarif

[ECV]

MwSt. (15%)

[ECV]

Tarif inkl. MwSt.

[ECV]

Tarif inkl. MwSt.

[Euro]

Niedrigspannung private

Haushalte

≤ 60 kWh/Monat 20,29 3,04 23,33 0,21

> 60 kWh/Monat 27,15 4,07 31,22 0,28

Niedrigspannung Spezial 23,30 3,49 26,79 0,24

Mittelspannung 18,98 2,85 21,83 0,20

Straßenbeleuchtung 20,29 3,04 23,33 0,21

Quelle: ARE – Agência de Regulação Económica (Wirtschaftsregulierungsbehörde)

Was den Stromverkauf anbelangt, so macht die Niedrigspannung für private Haushalte etwa die Hälfte aus, während die

Mittelspannung für Großverbraucher einen hohen Anteil von ca. 30% auf den vier Hauptinseln einnimmt, wo der Touris-

mus und dementsprechend die Hotels am meisten verbreitet sind. Den Erwartungen nach soll der Tourismus auf Sal und

Boa Vista weiter anwachsen, weshalb die Versorgungssicherheit ebenfalls an Bedeutung zunimmt.

Abbildung 14: Stromverkauf nach Kundenart in MWh (2015)



63 „Neue Strom- und Wassertarife für Electra und AEB“, Wirtschaftsregulierungsbehörde (ARE - Agância de Regulação Económica), 13. Oktober 2016 64 Zeitungsartikel im „Expresso das Ilhas“, Nr. 777, 19. Oktober 2016

Niedrigspannung (Haushalte)

139.52850%

Mittelspannung (Hotels)90.85433%

Niedrigspannung (Industrie)

35.93613%

Straßenbeleuchtung10.638

4%

41


Diese Stromverkaufswerte berücksichtigen nicht die Energie, die sowohl von der ELECTRA als auch von der AEB für

Kraftwerke und Meerwasserentsalzungsanlagen verbraucht wird. Nach Abzug des Eigenverbrauches von ELECTRA und

AEB für 2015 von geschätzten 42 GWh belaufen sich die Verluste auf ca. 25%. Bisher hat die ELECTRA weder technische

noch nicht-technische Verluste gemessen oder registriert, obwohl es wichtig wäre, deren Ursachen zu untersuchen und

anzugehen.65

Stromverluste

Die Energieverluste auf den Kap Verden sind gravierend. Der Gesamtverlustfaktor der ELECTRA liegt bei 33% für die

acht Inseln, die das Unternehmen versorgt, was einen erheblichen wirtschaftlichen Verlust darstellt.

Tabelle 12: Verluste der ELECTRA pro Insel (2015) (Abweichungen durch Auf- und Abrunden)

Insel Produktion

[MWh]

Ent-

salzung

[MWh]

Eigen-

bedarf

[MWh]

Wasser-

pumpen

[MWh]

Gesamt-

bedarf

Prduktion

[MWh]

Ans

Netz ge-

liefert

[MWh]

A

Verkauf

[MWh]

B

Differenz

[MWh]

(A-B)

Verluste

(%)

S. Antão 12.480 0 14 0 14 12.465 10.196 2.269 18%

S.

Vicente 67.570 7.254 2.206 524 9.984 57.586 41.033 16.553 29%

S.

Nicolau 5.720 0 12 0 12 5.708 4.744 964 17%

Sal 51.930 5.934 2.543 338 8.816 43.114 40.117 2.997 7%

Maio 2.608 0 14 0 14 2.593 1.926 667 26%

Santiago 205.854 13.416 5.764 1.557 20.737 185.117 107.052 78.065 42%

Fogo 11.928 0 22 0 22 11.905 8.507 3.398 29%

Brava 2.535 0 16 0 16 2.519 1.977 542 22%

Gesamt 360.624 26.604 10.592 2.419 39.615 321.009 215.553 105.456 33%



Die Übertragungs- und Verteilungssysteme auf den Inseln sind einfach und haben kurze Übertragungsstrecken, so dass

der technische Verlust nur selten über 10% liegt. Der Verlustfaktor von ELECTRA variiert je nach Insel zwischen weniger

als 10% bis über 20%, was darauf hindeutet, dass ein Großteil der Verluste nicht technisch bedingt ist, sondern auf Dieb-

stahl oder illegale Nutzung von Strom beruht. Diese Verhaltensweisen können tief in der Gesellschaft verwurzelt oder

ebenfalls armutsbedingt sein. Der geringe Verlustfaktor auf Sal und Boa Vista (Versorgung durch die AEB) ist auf den

hohen Bedarf der Hotels zurückzuführen, die über Mittelspannung versorgt werden.

2.2.4. Institutioneller und regulierender Rahmen des Energiesektors

Struktur des Energiesektors

Unter der neuen Regierung unterliegt der Energiesektor auf den Kap Verden dem Ministerium für Wirtschaft und Be-

schäftigung Ministério da Economia e do Emprego. Die in diesem neu strukturierten Ministerium gebildete Nationaldi-

rektion für Energie, Industrie und Handel Direção Nacional de Energia, Indústria e Comércio ist als ausführende Be-

65 The Study of Information Collection and Verification Survey for Renewable Energy Introduction and Grid Stabilization in the Republic of Cabo Verde (Draft Final Report), Japan International Cooperation Agency (JICA), August 2016, S. 33

42


hörde für die Entwicklung und Vorstellung von Strategien, Regelungen und die Koordination der Ausführung der Politi-

ken und Richtlinien der Regierung im Bereich Energie zuständig. Dieser unterliegen drei Servicedirektionen Direções de

Serviços für die Umsetzung der entsprechenden Aufgaben in den drei Bereichen Energie, Industrie und Handel.66

Die Gebäude und städtischen Gebiete sind von verschiedenen Institutionen und rechtlichen Rahmen abhängig, die inner-

halb der kapverdischen Verwaltungsorganisation klar definiert sind. Der Flächennutzungsplan Plano Diretor Municipal

(PDM) stellt die rechtliche Grundlage dar. Sowohl die städtische Planung wie auch der Flächennutzungsplan unterliegen

nationalen Regelwerken und Strategien, im Einzelnen der Nationalen Richtlinie für die Raumordnungsplanung Diretiva

Nacional de Ordenamento do Território (DNOT)67 und dem Regionalem Schema für die Raumordnungsplanung Es-

quema Regional de Ordenamento do Território (EROT) in der jeweiligen Fassung für die einzelnen Inseln. Die DNOT

und die EROTs werden von der Regierung erarbeitet, Erstere werden von der „Assembleia Nacional“ (Parlament) und

Letztere von dem Ministeriellen Rat verabschiedet.68

Der Elektrizitäts- und der Kraftstoffmarkt werden seit August 2004 von der Agentur für Wirtschaftsregulierung Agência

de Regulação Económica reguliert. Die Gründung der Agentur im Februar 2004 erfolgte nach der Gesetzesverordnung

Nr. 26/2003 vom 25. August 2003. Ihre Hauptaufgeben sind die Sicherstellung der Bedingungen, die eine effiziente Ab-

deckung der Nachfrage ermöglichen, das wirtschaftliche und finanzielle Gleichgewicht der Unternehmen schützen sowie

der Schutz der Rechte und Interessen der Verbraucher, insbesondere in Angelegenheiten wie Preis, Tarife und Qualität

der Dienstleistungen. Die Agentur verfügt aktuell über die Kompetenz, Tarife und maximale Verkaufspreise an die End-

verbraucher festzulegen.69

Das wichtigste Unternehmen, das im Elektrizitätssektor auf den Kap Verden tätig ist, ist das staatliche Elektrizitäts- und

Wasserunternehmen ELECTRA S.A.R.L.,70 das seit 2000 die Konzession für das Vertriebsnetz besitzt und die größten

Erzeugungsanlagen betreibt. Ausnahme bildet die Insel Boa Vista, auf der das öffentlich-private Unternehmen „Wasser

und Energie von Boa Vista“ Águas e Energia de Boa Vista (AEB)71 als Unterhändler des öffentlichen Dienstes tätig ist.

Auf der Insel Sal ist zudem seit 2005 das Wasseraufbereitungs- und Energieunternehmen Águas de Ponta Preta (APP)72

aktiv.

ELECTRA wurde in 1982 als staatliches Wasser- und Stromversorgungsunternehmen mit dem Ziel gegründet, die konti-

nuierliche Wasser- und Stromversorgung in den städtischen Zentren der Inseln S. Vicente, Sal und der Stadt Praia mit

der notwendigen technischen und finanziellen Leistungsfähigkeit zu gewährleisten und die sozioökonomische Entwick-

lung zu fördern.

Im Jahr 1998 wurde die ELECTRA in eine Aktiengesellschaft mit begrenzter Haftung, die ELECTRA SARL, umstruktu-

riert. Das Grundkapital von 600.000.000 ECV (5.441.440 Euros) wurde zu 85% auf den kapverdischen Staat und zu 15%

auf die „Municípios“ (kommunale Gemeindekörperschaften) verteilt. Gleichzeitig leitete die Regierung einen Privatisie-

rungsprozess ein, um einen strategischen Partner zu finden, der angesichts der damaligen Entwicklungsperspektiven die

notwendigen technischen und finanziellen Kapazitäten einbringen würde. So wurde im Jahr 1999 die ELECTRA SARL

durch den Verkauf eines 51%igen Anteils an die portugiesischen Unternehmen Electricidade de Portugal, S.A. (EDP) und

Águas de Portugal SGPS (IPE) privatisiert.

Im Jahr 2002 unterzeichnete ELECTRA eine Konzessionsvereinbarung über die Energieübertragung und Energievertei-

lung für einen Zeitraum von 36 Jahren (von 2000 bis 2035) mit der kapverdischen Regierung, welche die Eigentums-

rechte an dem Übertragungs- und Verteilungsnetz besitzt.

Nach der Privatisierung war ELECTRA bemüht, in die Ausrüstung zu investieren und die Effizienz des Managements zu

steigern, aber die steigenden Kraftstoffpreise und das angewandte Tarifsystem führten zu einem kontinuierlichen Defizit,

66 Governo de Cabo Verde: Ministro da Economia e Emprego 67 Gesetz Nr. 28/VIII/2013 vom 10. April, Amtsblatt der Republik Kap Verde, Serie I, Nr. 19 68 Freitas Correia, A.: A Gestão do Território Municipal em Cabo Verde, September 2011, S. 50 69 ARE: Home 70 Electra: Home 71 Cabo Verde Info: A e B - Águas e Energia da Boa Vista, 2015 72 APP: Home

43


das die Kostendeckung nicht ermöglichte. Dementsprechend stimmten die beiden portugiesischen Unternehmen im Juli

2006 zu, die Verwaltungsrechte von ELECTRA an die kapverdische Regierung zurückzugeben.

Im Jahr 2013 wurde eine erneute Umstrukturierungsphase mit der Gründung der ELECTRA NORTE (NORD) mit Sitz in

S. Vicente und ELECTRA SUL (SÜD) mit Sitz in Praia begonnen. Diese beiden Unternehmen folgen einer geographischen

Aufteilung: ELECTRA NORTE ist für die Inseln Santo Antão, S. Vicente, São Nicolau sowie Sal und ELECTRA SUL für die

Inseln Maio, Santiago, Fogo und Brava zuständig.

Im Gegensatz zur ehemaligen ELECTRA SARL wurde bezüglich der Unternehmensführung in den drei Unternehmen

eine Neuigkeit eingeführt: die Möglichkeit der Beteiligung von privaten Partnern an der Verwaltung der verschiedenen

Sektoren der Tätigkeit der neuen Unternehmen.73

Besonders im Zeitraum zwischen 2011 und 2014, als die internationalen Rohölpreise hoch waren (80 USD/Barrel), stie-

gen die Dieselkraftstoffkosten (70-80 CVE) und ebenso die Stromerzeugungskosten von ELECTRA. Als die Rohölpreise

auf historisch hohem Niveau standen, begann Cabeólica im Jahr 2011 Strom aus Windenergie zu erzeugen. Durch den

Kauf von Strom aus der Windenergieerzeugung zu einem niedrigeren Preis konnte ELECTRA von einem finanziellen Vor-

teil profitieren. Von der gesamten Stromerzeugungskapazität von Kap Verde im Jahr 2015 (418.993 MWh) entfielen rund

20% (78.980 MWh) auf die Windenergie.

Als jedoch in den Jahren 2015 und 2016 der Preis des Rohöls auf weniger als die Hälfte des Höchststandes sank, wurde

die Garantie von ELECTRA, die Windenergie zu einem festen Preis zu kaufen, zu einer finanziellen Belastung. So war

ELECTRA mit dem Dilemma konfrontiert, dass der Kauf von Windenergie für ELECTRA ausschließlich bei steigenden

Rohölpreisen profitabel ist.74

Die einzigen Wasser- und Stromversorgungsunternehmen mit privatem Kapital auf den Kap Verden sind auf den Inseln

Boa Vista und Sal tätig, nämlich – wie bereits erwähnt – das öffentlich-private Unternehmen Águas e Energia da Boa

Vista (AEB) als Betreiberunternehmen auf der Insel Boa Vista und das Unternehmen Águas de Ponta Preta (APP) auf der

Insel Sal. Diese beiden Inseln sind in der Hotel- und Tourismusbranche am besten entwickelt und erfahren aufgrund des

hohen Anteils an ausländischen Direktinvestitionen ein rasantes Wirtschafts-und Bevölkerungswachstum.

Laut Fachexperten führen die zahlreichen Hotels sowie weitere Großverbraucher mit einer effizienten Stromübertragung

(Mittelspannung) auf diesen Inseln zu hohen Erträgen und niedrigen Verlusten im Stromvertrieb. Hinsichtlich des

Stromverbrauchs folgen sie an zweiter und dritter Stelle, hinter der Insel Santiago mit der Hauptstadt Praia. Ferner wei-

sen sie einen dreimal höheren Energieverbrauch pro Kopf als der durchschnittliche Wert für Kap Verde auf. Dementspre-

chend, aber auch unter dem Gesichtspunkt der Nachfrage, stellen die Inseln Boa Vista und Sal attraktive Strommärkte

dar.

Das Unternehmen Águas e Energia da Boa Vista (AEB) deckt den gesamten Bedarf der Insel Boa Vista ab, während das

Unternehmen Águas de Ponta Preta (APP) nur eine bestimmte Anzahl von Hotels auf Sal versorgt.

Cabeólica wurde im Jahr 2008 als eine öffentlich-private Partnerschaft (PPP) gegründet. Das Unternehmen betreibt vier

Windparks mit einer Gesamtkapazität von 25,5 MW, welche auf den Inseln Santiago (9,35 MW), São Vicente (5,95 MW),

Sal (7,65 MW) und Boa Vista (2,55 MW) verteilt sind.

Das 65 Mio. Euro teure Projekt wurde von der Africa Finance Corporation, dem Finnfund, InfraCo Africa, der ELECTRA

und dem kapverdischen Staat entwickelt und mit Mitteln der InfraCo Africa, des Finnfunds und der African Finance

Corporation finanziert. Die Fremdfinanzierung wurde von der Europäischen Investitionsbank und der Afrikanischen

Entwicklungsbank gewährt.

73 Electra: Home 74 The Study of Information Collection and Verification Survey for Renewable Energy Introduction and Grid Stabilization in the Republic of Cabo Verde (Draft Final Report), Japan International Cooperation Agency (JICA), August 2016

44


Im Februar 2016 wurden die Anteile der InfraCo Africa an die AFC übertragen, die somit ihre Position als Mehrheitsakti-

onär konsolidiert hat und derzeit mehr als 50% des Aktienkapitals von Cabeólica hält.75

Seit der Inbetriebnahme im Jahr 2011 funktionieren die Anlagen der Cabeólica reibungslos und das Unternehmen erzielt

stabile Gewinne. Die folgende Tabelle 13 zeigt die Schlüsselindikatoren, die Cabeólica in ihrem Jahresbericht von 2015

veröffentlicht hat.76

Tabelle 13: Cabeólica – Schlüsselindikatoren 2015 und 2014

Schlüsselindikatoren 2015 2014

Verkauf von Strom (Euro) 10.516.700 10.474.100

EBIT (Gewinn vor Zinsen und Steuern) 5.970.270 5.529.730

Periodenergebnis netto 1.385.450 636.839

Verschuldungsquote 15,7 34,2

Schuldendeckungsquote (DSCR) 1,87 1,74

Durchschnittliche Zahlungsfrist (Tage) 65 73

Installierte Kapazität (MW) 25,5 25,5

Produktion (MWh) 77.153 80.878

Durchdringungsrate (Kap Verde) 21% 24%

Durchschnittl. Windgeschwindigkeit (m/s) 9,0 9,1

CO2-Äquivalente vermieden (Tonnen) 52.697 54.577

Fortbildungsstunden 568 428

Arbeitsunfälle 0 0

Quelle: Cabeólica Jahresbericht 2015, Webseite der Cabeólica

Gesetzlicher Rahmen

Die Gesetzesverordnung Nr. 1/2011 vom 3. Januar 2011 legt Regeln für die Förderung, Genehmigung und den Betrieb im

Bereich der unabhängigen Produktion Independent Power Producer (IPP) und der Eigenproduktion von Elektrizität auf

Basis von erneuerbaren Energieträgern fest.77

Über technische Fragen hinaus definiert die Gesetzesverordnung einen Rahmen für Investitionsförderungen, Steuer- und

Zollbegünstigungen. Für die Mikroproduktion wird ein Sonderstatus bestimmt, der neben Steuervorteilen auch den Weg-

fall einer Umweltverträglichkeitsprüfung vorsieht.

Im Gesetz sind zum einen die Ausarbeitung eines Generalplanes für erneuerbare Energien Plano Diretor das Energias

Renováveis (PDER), der alle fünf Jahre überarbeitet werden soll, und zum anderen die Ausarbeitung eines Strategiepla-

nes für den Sektor der erneuerbaren Energien Plano Estratégico Setorial das Energias Renováveis (PESER) sowie die

Zonen für die Entwicklung erneuerbarer Energien Zonas de Desenvolvimento de Energias Renováveis (ZDER) vorgese-

hen.

Der PDER wurde erstellt und in 2011 genehmigt, während der PESER durch die Entschließung des Ministerrates Nr.

7/2012 vom 9. Dezember 2012 angenommen wurde.

Der PESER definiert die Zonen für die Entwicklung erneuerbarer Energien, also die Gebiete, die aufgrund des hervorra-

genden Potentials für die Installation von Anlagen für die Stromproduktion auf Basis von erneuerbaren Energieträgern

geeignet sind.

Laut PESER wird die Montage von Ausrüstungen in den ZDER-Zonen von der Durchführung einer Umweltverträglich-

keitsprüfung für Genehmigungszwecke befreit.

75 Cabeólica Jahresbericht 2015 76 Cabeólica: Home (2017) 77 Amtsblatt Kap Verde, Gesetz 1/2011 vom 3. Januar 2011

45


Tabelle 14: Wichtigste Regelungsbereiche aus dem Gesetz 1/2011 vom 3. Januar 2011 auf Kap Verde

Festlegung der Rahmenbedingungen für die Genehmigung von IPPs (Independent Power Producer) sowie Befrei-

ung jeglicher Lizensierung für Eigen- und Mikroproduktion bis 100 kW (aber Registrierung).

Private Produzenten von Strom aus erneuerbaren Quellen erhalten eine Abnahmegarantie (PPA, Power Purchase

Agreement) für 15 Jahre.

Aufhebung der Importzölle auf Ausrüstung und Material für die Produktion von erneuerbaren Energien.

Steuerbefreiung auf Gewinne: Erste 5 Jahre 100%, darauffolgende 5 Jahre 50% und zwischen 10 und 15 Jahren

25%.

Fester Einspeisetarif (pro kWh) für 15 Jahre, nach 15 Jahren Verringerung um 20-35%, jährlich neu festgelegt

durch die Regulierungsbehörde ARE.

Anreizsystem für den Netzbetreiber.

Schaffung und Finanzierung eines Fonds zur Elektrifizierung ländlicher Gegenden (Fundo de Fomento à Electrifi-

cação Rural Descentralizada).

Festlegung der Installation von Produktionskapazitäten aus erneuerbaren Energien nach Energiequelle, pro Insel

und pro Jahr.

Schaffung eines Raumordnungsplans (PESER, Plano Estratégico Sectorial das Energias Renováveis) zur Bestim-

mung der Flächen für Projekte erneuerbarer Energien unter bestimmten Umweltschutzkriterien (ZDER, Zonas de

Desenvolvimento de Energias Renováveis).

Quelle: Amtsblatt Kap Verde, Gesetz 1/2011 vom 3. Januar 2011

Die ZDER-Zonen, als reservierte Gebiete für bestimmte Aktivitäten, fallen unter die Formen der Flächennutzungspla-

nung, die im komplexen System der Flächennutzungs- und Städteplanung vorgesehen sind. Das wichtigste Rechtsinstru-

ment der Flächennutzungs- und Städteplanung ist der Rechtsakt Lei de Bases de Ordenamento do Território e Planea-

mento Urbanístico (LBOTPU) in der Rechtsverordnung Nr. 1/2006 vom 13. Februar 2006 (geändert durch die Gesetzes-

verordnung Nr. 6/2010 vom 21. Juni). Dieser definiert alle untergeordneten Instrumente wie die Nationale Richtlinie für

die Raumordnungsplanung Diretiva Nacional de Ordenamento do Território (DNOT) und die Spezialpläne für Raum-

ordnung Planos Especiais de Ordenamento do Território (PEOT). Die Richtlinie für die Raumordnungsplanung DNOT

gibt die Raumstruktur für jede Aktion, die eine Auswirkung auf die Raumordnung hat, vor, sie definiert und plant die

wesentlichen Optionen, die eine nachhaltige Entwicklung sicherstellen und legt ebenfalls die Grundkriterien für die Flä-

chennutzungsplanung sowie natürliche Ressourcen fest. Darüber hinaus bestimmt die Richtlinie den gesetzlichen Rah-

men für andere Rechtsinstrumente der Flächenverwaltung und Flächenplanung auf regionaler und kommunaler Ebene.78

Über die nationale und regionale Ebene hinaus besteht letztendlich das lokale und kommunale Niveau. Der Flächennut-

zungsplan Plano Diretor Municipal (PDM) ist das wichtigste Planungsinstrument, das die Raumordnung auf kommuna-

ler Ebene regelt. Der Plan legt die Struktur, die Klassifizierung und Qualifizierung der Bodenfläche sowie die Parameter

für die Bodennutzung fest und wird gemäß den lokalen Entwicklungsstrategien ausgearbeitet. Der Plan berücksichtigt

ebenfalls die Schaffung von sozialen und wirtschaftlichen Infrastrukturen. Der PDM-Plan beinhaltet stets die nationalen

und regionalen Optionen in Übereinstimmung mit der Richtlinie DNOT und der regionalen Strategie EROT. Der RDM-

Plan umfasst einen Plan für die städtische Entwicklung Plano de Desenvolvimento Urbano (PDU) und einen Detailplan

Plano Detalhado (PD).79

Die Verwaltung des Territoriums beinhaltet auch einen sektoralen Bereich in Form der Sektorpläne Planos Setoriais (PS)

und der Spezialpläne der Raumordnung Planos Especiais de Ordenamento do Território (PEOT). In einigen Fällen kann

die Regierung durch den Erlass einer Gesetzesverordnung reservierte Zonen als strategische Maßnahme für die Entwick-

lung eines Sektors festlegen. Neben den ZDER-Zonen wurden beispielsweise Zonen für die Integrierte Entwicklung des

Tourismus Zonas de Desenvolvimento Turístico Integrado (ZDTI) oder Schutzgebiete Áreas Protegidas (AP) definiert.

ZDER – Entwicklungszonen für erneuerbare Energien

78 Grundlagebericht für Kap Verde, Koordinationsgruppe EnEff und EE, November 2014 79 Grundlagebericht für Kap Verde, Koordinationsgruppe EnEff und EE, November 2014

46


Folgende ZDER-Entwicklungszonen wurden im PESER identifiziert:

Windenergie

Abbildung 15: Kap Verde – Potential an Windenergie (PESER, 2011)

Quelle: Energieplan EE Kap Verde, Gesto, 2011

Abbildung 16: Entwicklungszonen für Windenergie (PESER, 2011)


47


Tabelle 15: Ausgewiesene Kapazitäten in den Entwicklungszonen für Windenergie (PESER, 2011)

Insel ZDER Projekt Kapazität

(MW)

Fläche der ZDER

(km2)

Santiago

ZDER.ST.1 Terras Altas 96,9 36,61

ZDER.ST.2 Praia Baixo 6,8 0,52

ZDER.ST.3 Monte da Chaminé 5,95 0,43

Sal ZDER.SL.1 Cascanhal 45,9 20,85

Fogo ZDER.FG1 Cova Figueira 17,85 2,91

ZDER.FG.2 Monte Ledo 1,7 0,04

Santo Antão

ZDER.SA.1 Lombo da Torre 11,05 1,05

ZDER.SA.2 João Daninha 11,05 0,64

ZDER.SA.3 Galheteiro 12,75 1,92

São Vicente

ZDER.SV.1 João D’Évora 10,2 0,64

ZDER.SV.2 Areia Branca 7,65 0,53

ZDER.SV.3 Pé de Verde 2,55 0,12

São Nicolau ZDER.SN.1 Jalunga 14,45 3,16

Boa Vista ZDER.BV.1 Picos da Boa Vista 20,4 13,67

Maio ZDER.MA.1 Batalha 14,45 1,72

Brava ZDER.BR.1 Furna 5,95 0,37


Solarenergie:

Abbildung 17: Mittlere Sonneneinstrahlung (Gesto, 2011) (Radiação Global: Gesamtsonneneinstrahlung)


48


Abbildung 18: Entwicklungszonen für Solarenergie (PESER, 2011)


Tabelle 16: Ausgewiesene Kapazitäten in den Entwicklungszonen für Solarenergie (PESER, 2011)

Insel ZDER Projekt Kapazität

(MW)

Fläche der ZDER

(km2)

Santiago

ST.8 Achada da Ponta da Bomba 53 1,08

ST.9 Achada Ribeira Pedro 89 1,78

ST.10 Achada Bela Costa 73 1,46

São Vicente SV.6 Salamansa 62 1,24

Santo Antão SA.4 Porto Novo 176,5 3,54

Fogo FG.3 Fogo 928,5 18,62

Sal SL.2 Sal 98,5 1,92

São Nicolau SN.2 Preguiça 5 0,15

SN.3 Cacimba 5 0,13

Boa Vista BV.2 Ervadão 30 0,69

BV.3 Belmonte 30 0,79

Maio

MA.2 Esgrovere 6 0,13

MA.3 Barreiro 3 0,07

MA.4 Alcatraz 3 0,06

Brava BR.2 Furna 3 0,06


49


Die Zonen mit erhöhtem Potential zur Nutzung erneuerbaren Energien wurden für deren Entwicklung administrativ vor-

behalten. Insgesamt wurden 48 ZDER-Zonen definiert, die zusammen eine Fläche von 7.877 ha ergeben.

Abbildung 19: Reservierte Zonen für die Entwicklung der erneuerbaren Energien auf den Kap Verden


Von den identifizierten ZDER-Zonen sind insgesamt 20 für Wind- und 15 für Solarenergie bestimmt. Was die Fläche an-

belangt, wurden der Windenergie 38,5% und der Solarenergie 15,9% des gesamten reservierten Gebietes zugewiesen.

2.2.5. Neue Entwicklungen auf dem Energiemarkt

Das Engagement der vorherigen Regierung Kap Verdes für den Einsatz von erneuerbaren Energien spiegelt sich in zwei

Dokumenten aus dem Jahr 2015 wider: der Nationale Aktionsplan für die Energieeffizienz und der Nationale Aktionsplan

für erneuerbare Energien, welche in Übereinstimmung mit der Energiepolitik der Region ECOWAS verfasst wurden. Die

Pläne wurden als Ministerialerlass am 21. Mai 2015 angenommen und traten einen Tag nach deren Veröffentlichung in

Kraft. Sie wurden als Ministerialerlass Nr. 100/2015 im Amtsblatt der Republik Kap Verdes Serie I - Nr. 61 vom 15. Okto-

ber 2015 veröffentlicht.80

Der Nationale Aktionsplan für die Energieeffizienz Plano Nacional de Ação para a Eficiência Energética (PNAEE) bildet

mit dem Nationalen Aktionsplan für erneuerbare Energien Plano Nacional de Ação para as Energias Renováveis

(PNAER) und der Aktionsagenda für Nachhaltige Energie für Alle (AA SE4ALL) eine Trilogie an Dokumenten der Ener-

giepolitik der damaligen kapverdischen Regierung.

Die neue Regierung hat angekündigt, die bestehenden Aktionspläne zu überprüfen. Die Europäische Union bereitet einen

neuen Leitplan für den Einsatz erneuerbarer Energien auf den Kap Verden mit einer vorläufigen Berechnung der Potenti-

ale der erneuerbaren Energien (Wind und Solar) vor. Anhand dieser Studie soll die Regierung einen neuen Plan erstellen.

Das Ziel der 100%igen Stromversorgung aus erneuerbaren Energieträgern wurde zwar nicht aufgegeben, der für die Ziel-

erreichung festgelegte Zeitplan, nämlich bis 2020, dagegen schon. Hinsichtlich des Zeithorizonts möchte sich die neue

80 Amtsblatt Kap Verde, Gesetz 61/2015 vom 15. Oktober 2015

50


Regierung nicht festlegen. Eine erhöhte Integration von erneuerbaren Energien soll weiterhin unterstützt werden, jedoch

nur, solange diese unter technischen und wirtschaftlichen Aspekten durchführbar ist.81

In ihrem Programm für die IX. Legislaturperiode erwähnt die Regierung die großen Herausforderungen, die im Bereich

der nachhaltigen Energieversorgung bestehen. Das erhebliche Gewicht der Kraftstoffimporte hebt diese Schwäche zusätz-

lich hervor. Es handelt sich um eine Situation, die die Einführung erneuerbarer Energien auch nicht beheben konnte. Kap

Verde zahlt noch immer für Strom den weltweit höchsten Preis.

Nach Auffassung der Regierung erfordert daher ein konsequentes Energieprogramm für Kap Verde eine kurz-, mittel-

und langfristige Überlegung auf der Grundlage folgender Grundprinzipien:82

Die Energiesicherheit, einschließlich Zugang, Verfügbarkeit, Energieeinsparung, Preisstabilität, relative Unabhän-

gigkeit und Wettbewerbsfähigkeit.

Die Nutzung alternativer Energien, insbesondere erneuerbarer und sauberer Energien, soweit technisch und wirt-

schaftlich möglich.

Die Erfassung des geothermischen Potentials des Landes und die Definition seines Stellenwertes im Rahmen des

Energieprofils der Inseln.

Die Beseitigung von Barrieren aller Art, die den privaten Sektor daran gehindert haben, als Hauptakteur zu handeln

und die Verantwortung für die Energiesicherheit des Landes zu übernehmen, einschließlich in der Produktion, dem

Transport und dem Vertrieb von Energie.

So verpflichtet sich die Regierung in ihrem Programm,

die Energierechnung im Laufe der Legislaturperiode um mindestens 25% zu reduzieren;

die Energie- und Wasserversorgung zu 100% auf dem ganzen Land zu garantieren;

den Dienstleistungssektor im Bereich der erneuerbaren Energien in einen Aktivitätsbereich umzuwandeln, der Ar-

beitsplätze schafft und als Exporteur in die ECOWAS-Region agiert;

einen Sozialtarif bei der Strom- und Wasserversorgung einzuführen;

eine Kultur der Optimierung der Energienachfrage zu fördern;

die Ineffizienz des Energieangebotes erheblich zu reduzieren;

das Regelwerk in Anspruch zu nehmen;

die „null Bürokratie“ im Energiesektor umzusetzen.

In dem Programm weist die Regierung auf das strukturelle Problem des Elektrizitätssektors hin. Die geringe Leistungsfä-

higkeit entlang der Produktionskette bis zum Endverbraucher hat eindeutige negative Auswirkungen auf den Energie-

preis für den Verbraucher zur Folge. So ist die Umstrukturierung des Elektrizitätssektors von grundlegender Bedeutung

für die Gewährleistung der Effizienz bei der Stromversorgung. Kurzfristig sieht die Regierung die Sicherstellung der

Energiesicherheit, der relativen Preisstabilität und von Lösungen im Bereich des Produktionsdefizites sowie der Ein-

schränkungen der Transport- und Versorgungsnetze als unerlässlich an. Ferner sollen dezidierte Maßnahmen eingeführt

werden, um die Produktions-, Transport- und Verteilungsverluste in der Stromversorgung auf ein akzeptables Niveau zu

bringen und die kommerziellen Verluste einzuschränken, so dass die Effizienz der Stromproduktion gefördert wird.

Im Bereich der erneuerbaren Energien wird die Aktion gemäß dem Programm so ausgerichtet sein, dass das Land von

dem hervorragenden Potential in den Bereichen Wind und Solar mit Investitionen in finanziell nachhaltige Produktions-

projekte profitiert. Die Strategie der Regierung setzt auf große Windanlagen bis zur maximalen Ausschöpfung der Durch-

dringung von Windenergie. Kurzfristig soll in die Solar-Photovoltaik investiert werden auf der Ebene von kleineren und

mittelgroßen Projekten in Bedarfsnähe, insbesondere in abgelegenen Gebieten, in der Landwirtschaft und Straßenbe-

leuchtung. Die Nutzung der Solarthermie soll u.a. in Hotels, öffentlichen Gebäuden und Schulen gefördert werden.

Schließlich sollen Diesel-/Wind- und Solarhybridsysteme bei der Wasserentsalzung eingesetzt werden.

81 EuropeAid/134038/C/SER/Multi – Technical Assistance SE4All for Cape Verde, Inception Report, Juni 2016 82 Regierungsprogramm IX. Legislatur, Republik Kap Verde, Mai 2016, S. 59

51


Für die Energiespeicherung, die für eine mindestens 30%-ige Durchdringung erneuerbarer Energieträger nötig ist, soll

das Anfangsspektrum von Technologien, die in der Lernphase zu testen sind, so vielfältig wie möglich sein: u.a. Wasser-

kraft mit Pumpsystem, Bioenergie, synthetische Brennstoffe, Batterien oder Schwungrad.

Die Auswahl der Technologien, die bei größeren Projekten eingesetzt werden sollen, wird vom Verbrauchsprofil der ein-

zelnen Inseln, von den Eigenschaften der jeweiligen Quelle sowie von den sozioökonomischen Bedingungen der Insel ab-

hängen. Die Diversifizierung der Technologien soll nach Möglichkeit gefördert werden, unter Berücksichtigung der Kom-

plementarität, wie es bei der der Wind- und Solarenergie der Fall ist.

Das Programm der Regierung für die IX. Legislaturperiode beinhaltet ebenfalls die Umstrukturierung der ELECTRA.

Diese soll im Rahmen der Einführung eines neuen Modells für das Management des Energiesektors angegangen werden.

Die aktuelle geographische Aufteilung der ELECTRA soll zugunsten einer Strukturierung auf Grundlage der Wertschöp-

fungskette, d.h. Produktion, Transport, Verteilung und Vertrieb, aufgehoben werden. Die Regierung zieht die Bildung

einer großen Unternehmensgruppe – die ELECTRA Produktion und die ELECTRA Vertrieb, mit einer klaren Trennung

beider Geschäftsziele – in Erwägung. ELECTRA soll kapitalisiert und das Management unter Einbeziehung des Privatsek-

tors und Auswahl von strategischen Partnern professionell ausgerichtet werden.

Was das Regelwerk anbelangt, so möchte die Regierung Dynamisierungsmaßnahmen einführen, darunter die Überprü-

fung des Kaufvertrages von Strom zwischen der ELECTRA und der Cabeólica, die Annahme von Transparenz- und Auf-

sichtsregeln in den Verbrauchsprognosen, die Regulierung der Handelsbeziehungen im Bereich der Tarife und der End-

kunden und die Regulierung des Verteilungsnetzes (Einrichtung des Netzes, Einschränkung der Eigentumsrechte des

Netzes, Haftung und Sanktionen für verschuldete Netzstörungen), der Mikroerzeugung und des unabhängigen Stromer-

zeugers IPP.83

2.2.6. Energie und Entwicklung – eine untrennbar vereinte Beziehung

Die Energie ist einer der strategischen Pfeiler für die Entwicklung und Wettbewerbsfähigkeit von Kap Verde. Das Engage-

ment in Bezug auf nachhaltige Energie birgt einen größeren Nutzen als nur den einer einfachen Energielieferung an Pri-

vathaushalte und Unternehmen. Tatsächlich wird laut Fachspezialisten die angedachte Strategie wirtschaftliche und ge-

sellschaftliche Auswirkungen haben, darunter die Reduzierung der Energieabhängigkeit, des Zahlungsbilanzdefizites und

der Last der Energierechnung für die Familien, die Entwicklung der Innovation und des Privatsektors im kapverdischen

Energiesektor, die Schaffung von befähigten regionalen und internationalen Dienstleistungsanbietern, die Verbesserung

der Lebensqualität der am meisten benachteiligten Familien, die Erhaltung und Wertschätzung des empfindlichen Öko-

systems, die starke Reduzierung der Emissionen von Treibhausgasen und die Einführung einer „Green Islands“-Marke

als Mehrwert für die Tourismusbranche, dem wichtigsten Treiber der kapverdischen Wirtschaft.

Zusammen mit der Tourismusbranche, bei der das Ziel der 100%igen Energieversorgung aus erneuerbaren Energieträ-

gern einen Vorteil zur Anwerbung von umweltbewussten Touristen bedeuten wird, wird der Energiesektor als Anreizmit-

tel für direkte Auslandsinvestitionen und für die Wertschöpfung einen Schlüsselfaktor für das Wirtschaftswachstum auf

den Kap Verden darstellen. Das Wichtigste bei der angedachten Strategie ist die Vision eines Energiesektors, in welchem

sich Kap Verde als ein Dienstleistungsanbieter für die Region ECOWAS, für die PALOPs und für die SIDSs positionieren

kann.

Mit einer wachsenden Bevölkerung von ca. 347 Mio. Einwohnern in 2014 lebt etwa ein Drittel der Bevölkerung in den

Mitgliedsstaaten der ECOWAS der südlichen Sahararegion in verschiedenen demographischen und sozialwirtschaftlichen

Verhältnissen.

83 Regierungsprogramm IX. Legislatur, Republik Kap Verde, Mai 2016

52


Im Allgemeinen stehen die Mitgliedsstaaten der ECOWAS weiterhin vor großen Herausforderungen hinsichtlich ihrer

Entwicklung. Dreizehn der fünfzehn Mitgliedsstaaten werden in der Liste der Vereinigten Nationen als Staaten mit einem

niedrigen Rang der menschlichen Entwicklung aufgeführt. Diese Faktoren, zusammen mit den demographischen Ten-

denzen und der beschleunigten Wirtschaftsentwicklung, stehen in Wechselwirkung miteinander und tragen zu der großen

Herausforderung bei, die diese Region vor sich hat.

Durch die positive Korrelation zwischen Energiezugang und menschlicher Entwicklung stellt die Erweiterung des Zugan-

ges zu modernen Energiedienstleistungen daher eine enorme und vordringliche Priorität für die Region der ECOWAS

dar.

Die Energiesicherheit der Region steht unterschiedliche Bedrohungen gegenüber, wie die geringe Zuverlässigkeit der Sys-

teme, die beschränkten Infrastrukturen, die Abhängigkeit von importierten Kraftstoffen sowie die große Abhängigkeit

von fossilen Brennstoffen und Biomasse. Im Elektrizitätssektor besteht eine wachsende Kluft zwischen Produktionskapa-

zität und Nachfrage, die durch technische und nicht-technische Verluste – in 2011 wurden sie in Westafrika auf 21,5%

geschätzt – verschärft wird. In den kommenden Jahren wird gemäß Aussagen von Fachspezialisten die steigende Nach-

frage an Energie aufgrund des Bevölkerungswachstums, der raschen Verstädterung und der Wirtschaftsentwicklung eine

Erhöhung des Druckes auf das Energiesystem der Region zufolge haben. Die Mitgliedsstaaten beschäftigen sich bereits

mit diesen Herausforderungen, indem sie planen, das gewaltige regionale Potential im Bereich der erneuerbaren Ener-

gien durch eine Vielzahl von Ressourcen zu nutzen.

Die erneuerbaren Energietechnologien spielen eine immer bedeutsamere Rolle in der Energieproduktion. Die Wasser-

kraft wird bereits seit einigen Jahrzehnten in der Region genutzt, jedoch gewinnt die Nutzung von weiteren erneuerbaren

Energieträgern wie Wind-, Solarenergie und Biomasse ebenfalls zuletzt an Schwung. In der Region ECOWAS erfolgt die

Elektrizitätsversorgung über konventionelle Systeme auf Basis von Netzen. Die Schätzung für den ans Netz angeschlosse-

nen Strom aus erneuerbaren Energieträgern lag Mitte 2014 bei ca. 4.780 MW, was 28% der installierten Kapazität aus-

macht; allerdings sind davon lediglich 39 MW nicht auf die Wasserkraft zurückzuführen.84

Verbesserte Energieeffizienz bietet kosteneffiziente Lösungen für den Umgang mit steigenden Energiepreisen, mit der

unregelmäßigen und unvorhersehbaren Versorgung sowie mit der erhöhten Nachfrage an Energie. Daher wollen Mit-

gliedsstaaten anhand eines Programmes in der Region energieeffiziente Maßnahmen umsetzen, was aus der Initiative

SE4ALL – Sustainable Energy for All (Nachhaltige Energie für Alle)85 – hervorgeht.

Die SE4All-Initiative wurde auf Bestreben des damaligen UN-Generalsekretärs Ban Ki-moon im September 2011 ins Le-

ben gerufen als eine Aufforderung an Regierungen, Unternehmen und die Zivilgesellschaft, den universellen Zugang zu

modernen Energiedienstleistungen bis zum Jahr 2030 zu erreichen.

Hier übernimmt die Region ECOWAS eine Pionierrolle in der Förderung des Programms. Im Juli 2013 haben die Staats-

und Regierungschefs der Region ECOWAS zwei wegweisende Dokumente verabschiedet. Auf der einen Seite die

ECOWAS Renewable Energy Policy (EREP), die die Erhöhung des Anteils an erneuerbaren Energien in dem gesamten

Energiemix der Region auf 48% zum Ziel hat; und auf der anderen Seite die Umsetzung von Energieeffizienzmaßnahmen

zur Erzeugung von 2.000 MW freier Stromerzeugungskapazität bis 2020. Die angenommenen Politiken beinhalten um-

fangreiche Maßnahmen auf den Gebieten der Energieeffizienz und erneuerbaren Energien, sowohl auf nationaler als auch

auf internationaler Ebene.86

84 REN 21, Bericht über die Situation der EE & EEff in der Region ECOWAS, UNIDO, ECREEE, 2014 85 SE4ALL: Home 86 SE4ALL Forum, ECOWAS, Regional Sustainable Energy Policies 2015

53


2.2.7. Abschließender Überblick

Wie in diesem Kapitel deutlich wurde, befindet sich der Energiemarkt von Kap Verde in einer Phase der Veränderung.

Diese Veränderungen sind ebenso vielfältig wie ihre Gründe. Die folgenden Key Facts stellen die Erkenntnisse dieses Ka-

pitels zusammenfassend dar:

Key Facts

Hohe Importabhängigkeit von fossilen Brennstoffen, die den größten Anteil in der Stromerzeugung ausmachen.

Die neun bewohnten Inseln Kap Verdes bilden einzelne und isolierte Energiesysteme.

Kap Verde besitzt eine der höchsten Elektrizitätstarife Afrikas.

Die technischen und nicht-technischen Verluste betragen mehr als 25% des produzierten Stroms.

Auf den meisten Inseln kann die installierte Kapazität den Bedarf nicht decken. Die verbesserte Wirtschaftslage und

die Abhängigkeit vom Dienstleistungssektor führen zu einer steigenden Stromnachfrage, die den Sektor verstärkt

unter Druck setzt.

Obwohl der Markteintritt seitens der IPPs bereits gesetzlich verankert ist, wird der Stromsektor in der Produktion

wie auch im Vertrieb und Verkauf von dem Unternehmen ELECTRA dominiert.

Die erneuerbaren Energien sichern nachhaltig den universellen Zugang zu Energie und verringern die Abhängigkeit

von Ölimporten.

Über die Energieeffizienz kann ein adäquates System für Versorgung, Verteilung und Verbrauch von Energie ge-

währleistet werden.

54


3. Effizientes Netzmanagement und Speichermöglich-

keiten im Zielland

3.1. Ausgangssituation

Die Japanische Agentur für Internationale Zusammenarbeit Japan International Cooperation Agency (JICA) führte im

Jahr 2016 eine Studie mit der Absicht, die grundlegenden Informationen zu erheben, um den Energiemix auf den Kap

Verden zu optimieren und unterstützende Maßnahmen zu prüfen, durch.

Der Entwurf des Abschlussberichtes dieser JICA-Studie wurde im August 2016 veröffentlicht und stellt die aktuellste Be-

standsermittlung für jede einzelne Insel dar, weshalb in den nächsten Kapiteln wiederholt auf diese Studie Bezug genom-

men wird.

3.1.1. Santo Antão

Santo Antão weist einen Strombedarf von etwa 3.000 kW auf. Die Stromversorgung erfolgt aus zwei Dieselanlagen, Porto

Novo (5.744 kW) und Ribeira Grande (4.288 kW), sowie einer Windkraftanlage (500 kW), die von ELECTRA betrieben

und verwaltet werden. Der Gesamtoutput beträgt 10.532 kW.

Beide Kraftwerke werden ausschließlich mit Diesel betrieben, der vom Ölhafen der Insel per Tankwagen befördert wird.

Die MAN1 und MAN2-Einheiten des neuen Kraftwerkes von Porto Novo können zwar mit Schweröl mit geringeren Ein-

heitskosten betrieben werden, allerdings besitzt die Insel derzeit keine Lagereinrichtung für Schweröl. Der Bau einer sol-

chen Lagereinrichtung ist angedacht, eine konkrete Planung ist aber nicht vorhanden. Beide MAN-Einheiten (je mit einer

Kapazität von 1.672 kW) von Porto Novo dienen dem Grundlastbetrieb, während die anderen Einheiten für den Spitzen-

lastbetrieb genutzt werden.

Das Kontrollverfahren reagiert schnell auf kurzzeitige Lastschwankungen, da die Grundlastregelung isochron verläuft

und elektrische Regler mit Lastverteilungsfunktionen eingesetzt werden. Die erzeugte Energie beträgt 13 GWh im Jahr,

von denen 1,7 GWh auf Windkraft entfallen (12,6%iger Anteil an erneuerbaren Energien). Die Windenergieerzeugung

verfügt über keine Abregelungsfunktion der Einspeisung zur Netzstabilisierung.

Auf Santo Antão wurde im Rahmen zweier Projekte, dem ORET- und dem PTDSD-Projekt (s. Kapitel 2.2.), die neue Die-

selanlage Porto Novo errichtet und mit Ribeira Grande über 20 kV-Übertragungsleitungen verbunden, womit nun die

neue Porto Novo-Anlage volle Leistung erbringen kann und eine sichere Verbindung zu Ribeira Grande besteht. Die Ar-

beiten an dem System von Porto Novo umfassten die Erweiterung und Ergänzung von Mittelspannungs- und Niederspan-

nungsleitungen sowie die Installation von Schutzrelais.

Das ORET-Projekt beinhaltete den Bau des neuen Elektrizitätswerkes von Porto Novo, die Verbindung der beiden Werke

über 20 kV-Leitungen und die Anbindung der Gegenden, die von Kleinanlagen versorgt wurden, ans Netz.

Das PTDSD-Projekt umfasste das Durchschleifen der Mittelspannungsleitungen, die zwischen Porto Novo und Ribeira

Grande angelegt wurden, die Erfassung der Wohngebiete Porto Novo, Paúl und Ponta do Sol und die Spannungserhö-

hung der 10 kV-Übertragungsleitungen der Systeme Ribeira Grande/Ponta do Sol (von 10 kV auf 20 kV).

Die neue Dieselanlage von Porto Novo wurde im Juli 2015 in Betrieb genommen. Nachdem die Anforderungen an das

Netz durch die Verbindung anderer Versorgungsbereiche mit Kleinanlagen angestiegen sind, wird eine Ausweitung der

Windkrafterzeugung in Erwägung gezogen.87

87 The Study of Information Collection and Verification Survey for Renewable Energy Introduction and Grid Stabilization in the Republic of Cabo Verde (Draft Final Report), Japan International Cooperation Agency (JICA), August 2016, S. 36 f.

55


Abbildung 20: Erzeugte Energie von ELECTRA auf Santo Antão pro Monat und Energieträger in MWh (2015)



3.1.2. São Vicente

São Vicente hat einen Strombedarf von etwa 12.100 kW. Die Stromversorgung erfolgt aus zwei Dieselanlagen, Matiota

(11.410 kW) und Lazareto (20.635 kW), die von ELECTRA betrieben und verwaltet werden, sowie aus einer Windenergie-

anlage von Caboeólica (5.950 kW). Der Gesamtoutput beträgt 39.646 kW.

Zwei moderne Wärtsilä-Generatoren wurden dem Werk von Lazareto im Jahr 2015 hinzugefügt. In beiden Kraftwerken

werden die Grundlasteinheiten mit Schweröl betrieben.

Die Generatoren War1 und War2 (je mit einer Kapazität von 5.520 kW) des Lazareto-Kraftwerkes und die Mak5 und

Mak6 (je mit 3.300 kW) des Matiota-Kraftwerkes dienen dem Grundlastbetrieb, während die anderen Einheiten für den

Spitzenlastbetrieb genutzt werden.

Das Kontrollverfahren reagiert schnell auf kurzzeitige Lastschwankungen, da die Grundlastregelung isochron verläuft

und elektrische Regler mit Lastverteilungsfunktionen eingesetzt werden.

Die erzeugte Energie beträgt 71 GWh im Jahr, von denen 19 GWh auf die Windkraft der Cabeólica entfallen (Anteil an

erneuerbarer Energie 26,7%). Von dem Eigenbedarf der ELECTRA werden 7,8 GWh für die Wasserentsalzung und für

Versorgungspumpen benutzt.

In Monaten mit günstigen Windverhältnissen, wie beispielsweise im Januar 2015, beträgt der Anteil der produzierten

Energie aus erneuerbaren Energieträgern ca. 45%. ELECTRA regelt die Einspeisung des von der Cabeólica-Windanlage

produzierten Stroms ab, um die Systemstabilität zu sichern. Wäre dies nicht der Fall, hätte die Cabeólica als IPP das Po-

tential, etwa 63% der Energie zu liefern.

Allerdings sind die Windverhältnisse auf São Vicente zwischen Juli und Oktober ungünstiger, gerade wenn die Nachfrage

nach Strom am höchsten ist.

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Abbildung 21: Erzeugte Energie (ELECTRA) auf São Vicente pro Monat und Energieträger in MWh (2015)



Auf São Vicente sind die Windverhältnisse um die Windkraftanlage der Cabeólica günstig und die Abregelung der Wind-

energieerzeugung wird entsprechend durchgeführt.

Dieser abgeregelte Strom wurde von der JICA-Studie anhand der Daten der Windverhältnisse auf 10,7 GWh geschätzt.

Nach Auffassung der Studie ist es möglich, die Kraftstoffkosten bei der Dieselproduktion zu reduzieren, indem der Diesel-

betrieb auf ein Minimum reduziert wird, der Verkaufspreis des überschüssigen Stroms in der Take-or-Pay-Klausel der

Kaufpreisvereinbarung zwischen der ELECTRA und der Cabeólica geändert wird und Speicherbatterien zur Sicherung der

Netzstabilität eingesetzt werden.

Die Übertragungs- und Verteilungssysteme auf São Vicente waren überwiegend veraltet. Die Systeme wurden im Rahmen

von Projekten der Weltbank, der Afrikanischen Entwicklungsbank und des PTDSD-Projektes verstärkt und erneuert. Die

Mittelspannungs- und Niederspannungsübertragungsnetze wurden überprüft.

Das Projekt der Weltbank und der Afrikanischen Entwicklungsbank sah die Erweiterung des Lazareto-Kraftwerkes

(5,52 MW x 2) und den Neubau einer Windkraftanlage mit 5,95 MW vor.

Im Rahmen des PTDSD-Projektes wurde die Spannung der 6 kV-Übertragungsleitungen des Matiotasystems auf 20 kV

erhöht, die Stadtentwicklung von Mindelo und dem Resort von Salamansa durch die Errichtung eines Umspannwerkes

und den Ausbau der Verteilungsleitungen gefördert, neue Verteilungsleitungen für die erweiterten Wohngebiete angelegt

und die Niedrigspannungsverteilungsleitungen verstärkt und teilweise erneuert.

Was die Windenergiegewinnung anbelangt, sind auf São Vicente sieben Windturbinen von Vestas, jede mit einer Kapazi-

tät von 850 kW, installiert, mit einem unterirdischen 20 kV-Kabel miteinander verbunden und an das Kraftwerk von La-

zareto über eine Schaltvorrichtung angeschlossen. Im Kontrollraum sind alle notwendigen Einrichtungen für den Netzan-

schluss angebracht, inklusive Schaltvorrichtung, einer Schutzeinheit für den Netzanschluss und einem integrierten Leis-

tungsmessgerät zur Erfassung des an ELECTRA verkauften Stroms. Die Steuereinheit verfügt über Gleichstromversor-

gung und ein Notstromaggregat, um Netzspannungsverlusten entgegenzuwirken.

ELECTRA führt die ständige Kontrolle des Betriebs der Windturbinen über das Vestas SCADA-System durch, um die

Spannung und Frequenz zu sichern, und ist imstande, die Ausgangsleistung und Spannung anzupassen.88


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3.1.3. São Nicolau

São Nicolau hat einen Strombedarf von etwa 1.200 kW. Die Stromversorgung erfolgt aus zwei Dieselanlagen, Tarrafal

(4.258 kW) und Cacimba (3.414 kW), die von ELECTRA betrieben und verwaltet werden. Der Gesamtoutput beträgt

7.672 kW. Auf der Insel werden jährlich 6 GWh produziert. ELECTRA versorgt die Insel nicht mit Wasser und die Eigen-

verbrauchsquote des Werkes beträgt ca. 0,2%.

Das neue Cacimba-Kraftwerk wurde im November 2015 in Betrieb genommen. Das Werk arbeitet in der Regel mit zwei

großen Dieselgeneratoren, da beim Betrieb mit einem einzigen Dieselgenerator die Blindleistungskapazität eventuell

überschritten werden kann, zumal diese Blindleistung für die Spannungsstabilisierung aufgrund der Nutzung von Kabeln

bei der Stromübertragung und -verteilung und der geringen Nachfrage notwendig ist. ELECTRA versucht die Systemsta-

bilität durch die Aufhebung der 20 kV-Schleife und die Isolierung der Langstreckenkabel vom System zu sichern. Der

Low-Output-Betrieb mit zwei Generatoren, mit einem schlechteren Wirkungsgrad als im Nennbetrieb, ist selbst bei gerin-

ger Nachfrage auf den Blindleistungsbedarf zurückzuführen. Zur Behebung dieser Betriebsprobleme plant ELECTRA ei-

nige Maßnahmen, darunter die Installation einer Drossel.

Die Generatoren Perkins1 und Perkins2 (je mit einer Kapazität von 1.707 kW) des Cacimba-Kraftwerkes dienen dem

Grundlastbetrieb, während die anderen Einheiten für den Spitzenlastbetrieb genutzt werden.

Der maximale Leistungsbedarf beträgt 1.100 kW, welcher durch einen der Perkins-Generatoren (1.707 kW) alleine ge-

deckt werden kann. Allerdings werden wie erwähnt beide Perkins-Generatoren in Betrieb genommen, um die Blindleis-

tung zu kontrollieren. Das Kontrollverfahren reagiert schnell auf kurzzeitige Lastschwankungen, da die Grundlastrege-

lung isochron verläuft und elektrische Regler mit Lastverteilungsfunktionen eingesetzt werden.

Abbildung 22: Erzeugte Energie auf São Nicolau pro Monat und Energieträger in MWh (2015)



Auf São Nicolau wurden im Rahmen des ORET-Projektes die Kraftwerke und die Übertragungs- und Verteilungssysteme

teilweise neu gebaut und verstärkt. Das Projekt umfasste den Neubau des Cacimba-Werkes, die Erneuerung des Tarrafal-

Werkes und die Verstärkung des Umspannwerkes von Tarrafal. Ferner wurden die 20 kV-Übertragungsleitungen zwi-

schen Chã de Norte und Juncalinho sowie von Tarrafal nach Ribeira Prata und nach Ribeira Braca verstärkt.89


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3.1.4. Sal

Das Energieunternehmen APP versorgt die Hotels auf Sal, ansonsten wird die Insel von ELECTRA und Cabeólica ver-

sorgt. Der allgemeine Bedarf, ohne den der Hotels, beläuft sich auf ca. 9.800 kW. Die Versorgung erfolgt über eine Diesel-

anlage der APP (5.024 kW), die Dieselanlage Palmeira (14.545 kW) und eine Solaranlage (2.140 kW) der ELECTRA sowie

eine Windanlage (7.650 kW) von Cabeólica. Der Gesamtoutput beträgt 29.359 kW.

Die Generatoren, die in dem Kraftwerk der ELECTRA und der APP dem Grundlastbetrieb dienen, werden mit Schweröl

betrieben. Im Kraftwerk von Palmeira sind es die zwei Caterpillar-Generatoren CAT1 und CAT2 (mit je 3.840 kW Kapazi-

tät). Die anderen Einheiten dienen dem Spitzenlastbetrieb.

Das von APP betriebene Kraftwerk besitzt zwei Wärtsilä-Generatoren, War4 und War5 (mit je 1.540 kW Kapazität), die

den Grundlastbetrieb übernehmen. Drei Caterpillar-Generatoren mit je 648 kW werden für den Spitzenlastbetrieb einge-

setzt.

Das Kontrollverfahren dieser beiden Kraftwerke reagiert schnell auf kurzzeitige Lastschwankungen, da die Grundlastre-

gelung isochron verläuft und elektrische Regler mit Lastverteilungsfunktionen eingesetzt werden.

Die erzeugte Energie beträgt 57 GWh im Jahr (ELECTRA und Cabeólica), von denen 19 GWh auf die Windkraft der

Cabeólica entfallen (Anteil an erneuerbarer Energie 33%). Von dem Eigenbedarf der ELECTRA werden etwa 6 GWh für

die Wasserentsalzung und für Versorgungspumpen benutzt.

In Monaten mit günstigen Windverhältnissen, wie beispielsweise im Januar 2015, beträgt der Anteil der produzierten

Energie aus erneuerbaren Energieträgern ca. 57%. ELECTRA regelt die Einspeisung des von der Cabeólica-Windanlage

produzierten Stroms ab, um die Systemstabilität zu sichern. Wäre dies nicht der Fall, könnte die Cabeólica mehr Energie

liefern als die Anforderungen an ELECTRA.

APP übernimmt die Wasser- und Stromversorgung sowie die Abwasserbehandlung einiger Hotels auf Sal. Die Gesamt-

produktion an Strom, APP-Produktion inbegriffen, beträgt 67,8 GWh.

Auch auf der Insel Sal neigen die Windverhältnisse dazu, zwischen Juli und Oktober schwächer zu sein, so dass die pro-

duzierte Energie in diesen Monaten geringer ist.

Abbildung 23: Erzeugte Energie auf Sal pro Monat und Energieträger in MWh (2015)



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Sal hat eine prosperierende Hotel- und Tourismusbranche, so dass angenommen werden könnte, dass der Energiebedarf

um 10.00, 13.00 und 20.00 Uhr am höchsten sein würde. Jedoch zeigen die täglichen Lastkurven, dass die Energienach-

frage im Laufe des Tages relativ gleichmäßig ist.

ELECTRA behält grundsätzlich eine Reservekapazität von mehr als der Hälfte der Windkraftkapazität, um mit den plötz-

lichen Schwankungen der Ausgangsleistung der Windkraftanlage der Cabeólica umzugehen. Ausgenommen die Fälle, in

denen aufgrund der Abregelung die Ausgangsleistung der Windkraftanlage eine ähnliche Stabilität wie die Grundlast auf-

weist, werden auf Sal ausreichende Kapazitätsreserven sichergestellt, um die Nachfrage zu decken.

Auf Sal wird die Windenergie aus Gründen der Netzstabilität bei günstigen Windverhältnissen abgeregelt. Dieser abgere-

gelte Strom wurde von der JICA-Studie anhand der Daten der Windverhältnisse auf 12,2 GWh im Jahr 2015 geschätzt.

Nach Auffassung der Studie ist es möglich, die Kraftstoffkosten bei der Dieselproduktion zu reduzieren, indem der Diesel-

betrieb auf ein Minimum reduziert wird, der Verkaufspreis des überschüssigen Stroms in der Take-or-Pay-Klausel der

Kaufpreisvereinbarung zwischen der ELECTRA und der Cabeólica geändert wird und Speicherbatterien zur Sicherung der

Netzstabilität eingesetzt werden.

Die Priorität auf Sal liegt in der Sicherung der Stromversorgung gemäß der wachsenden Nachfrage der starken Touris-

musbranche. Die unterirdische 20 kV-Mittelspannungsübertragungsleitung, die das Kraftwerk von Palmeira mit Santa

Maria verbindet, verfügte über zwei 240 mm2 Kabel, von denen eines verschlissen war, so dass die notwendige Leistung

bei einem Ausfall eines Kabels nicht hätte übertragen werden können. Zur Versorgungssicherheit wurde daher ein zusätz-

liches Kabel angelegt.

Auf Sal wird im Rahmen eines Projektes der Französischen Agentur für Entwicklung Agence Française de Développe-

ment das Kraftwerk von Palmeira durch den Einsatz von neuen Dieselgeneratoren (3 x 3,8 MW) erweitert und im Rah-

men eines Projektes der Afrikanischen Entwicklungsbank eine neue Windanlage mit einer Kapazität von 7,65 MW ge-

baut.

Das PTDSD-Projekt umfasst die Verstärkung der Stromleitung zwischen Palmeira und Santa Maria sowie Palmeira und

Pedra de Lume, den Neubau des Umspannwerkes von Murdeira und der Übertragungsleitungen vom Palmeira-Werk so-

wie die Verstärkung der 20 kV-Übertragungsleitungen zwischen Espargos und Palmeira wie auch die Erneuerung der

geschädigten Niedrigspannungsverteilungsleitungen.

Bezüglich der Windenergiegewinnung sind auf Sal neun Windturbinen von Vestas (jede mit einer Kapazität von 850 kW)

installiert, mit einem unterirdischen 20 kV-Kabel miteinander verbunden und über eine Schaltvorrichtung an das Pal-

meira-Kraftwerk angeschlossen. Im Kontrollraum sind alle notwendigen Einrichtungen für den Netzanschluss ange-

bracht, die in den vier Standorten Santiago, São Vicente, Sal und Boa Vista ähnlich konfiguriert sind, inklusive Schaltvor-

richtung, einer Schutzeinheit für den Netzanschluss und einem integrierten Leistungsmessgerät zur Erfassung des an

ELECTRA verkauften Stroms.

Die Steuereinheit verfügt über Gleichstromversorgung und ein Notstromaggregat, um Netzspannungsverlusten entgegen-

zuwirken.

ELECTRA führt die ständige Kontrolle des Betriebs der Windturbinen über das Vestas SCADA-System, um die Spannung

und Frequenz zu sichern, und ist imstande, die Ausgangsleistung und Spannung anzupassen.

Auf der Insel Sal ist eine der beiden großen Solaranlagen Kap Verdes installiert. Die Anlage besteht aus ca. 10.000 Solar-

paneelen mit einer Spitzenleistung von 2,23 MW, ungefähr die Hälfte der PV-Anlage Santiagos.

Da die PV-Anlage weit vom Hauptkraftwerk installiert ist, ist sie mit dem Stromnetz verbunden, so dass ihre Leistung

nicht in dem Hauptkraftwerk gemessen werden kann. Die Daten bezüglich der Solarstromerzeugung werden in dem loka-

len Server integriert.

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Tabelle 17: Monatliche Stromproduktion der Solaranlage von Sal (2015)

Jan Feb Mär Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez Gesamt

Produktion (kWh) 89 74 170 277 280 173 254 184 146 174 166 185 2.173

Kapazitätsfaktor (%) 10,7%



Was die Insel Sal betrifft, so ist der relative Anteil der Sonnenenergieerzeugung im Vergleich zu den erneuerbaren Ener-

gien insgesamt gering. Durch die zwingende Bedingung, Energie aus der Windkraftanlage der Cabeólica zu beziehen, ge-

rät der Betrieb und die Wartung der PV-Anlage in eine zweitrangige Position. Störungen oder Ausfälle bleiben oft lange

ungelöst.90

3.1.5. Boa Vista

Boa Vista hat einen Strombedarf von etwa 6.100 kW. Die Stromversorgung erfolgt aus drei Dieselanlagen, Chaves (9.104

kW), Norte (1.092 kW) und Lacação (1.368 kW), welche von dem Stromversorgungsunternehmen AEB betrieben und

verwaltet werden, und eine Windanlage der Cabeólica (2.550 kW). Der Gesamtoutput beträgt 14.114 kW. Das Werk Norte

verfügt über ein autonomes System, es soll aber an das Chaves-Werk angebunden werden.

Die Generatoren Wärtsilä War1 und War2 (je mit 1.620 kW) des Chaves-Kraftwerkes und der Caterpillar-Generator

(364 kW) des Norte-Kraftwerkes dienen dem Grundlastbetrieb, die anderen Einheiten dem Spitzenlastbetrieb. War1 und

War2 werden mit Schweröl betrieben. Das Kontrollverfahren des Chaves-Werkes reagiert schnell auf kurzzeitige Last-

schwankungen, da die Grundlastregelung isochron verläuft und elektrische Regler mit Lastverteilungsfunktionen einge-

setzt werden.

Die jährlich erzeugte Energie beträgt 30 GWh, von denen 7,6 GWh auf die von Cabeólica produzierte Windenergie entfal-

len (Anteil an erneuerbaren Energieträgern 33%). Auf der Insel werden die Wasser- und Stromversorgung sowie die Ab-

wasserbehandlung von der AEB betrieben, der Eigenbedarf von 3,9 GWh wird für die Wasserentsalzung, Abwasserreini-

gung und Versorgungspumpen genutzt.

Wie Sal hat Boa Vista eine prosperierende Hotel- und Tourismusbranche. Auf Boa Vista kann ein erhöhter Energiebedarf

um 10.00, 13.00 und 20.00 Uhr beobachtet werden. Der Unterschied zwischen der Hochsaison und der Niedrigsaison des

Tourismus lässt sich ebenfalls anhand der Energienachfrage erkennen.

AEB nutzt die Windkraft als Grundenergiequelle, wenn die Windverhältnisse günstig sind. In solchen Monaten, wie bei-

spielsweise Januar, liefert die Windanlage ca. 42% der produzierten Energie. Ähnlich wie ELECTRA regelt AEB den von

Cabeólica produzierten Strom zur Netzsicherung ab. Die abgeregelte Energie beträgt ungefähr 2,2 GWh. Dementspre-

chend könnte durch die Reduzierung des Dieselbetriebs auf ein Minimum, die Änderung des Verkaufspreises vom über-

schüssigen Strom in der Take-or-Pay-Klausel der Kaufpreisvereinbarung zwischen der AEB und der Cabeólica und den

effizienten Einsatz von Speicherbatterien die überschüssige Windkraft genutzt und die Ausgangsleistung der erneuerba-

ren Energien erhöht werden. Trotz allem wäre die Stromerzeugung auf der Basis von Diesel bei schwachen Windverhält-

nissen zwischen Juli und Oktober unentbehrlich.


61


Abbildung 24: Erzeugte Energie auf Boa Vista pro Monat und Energieträger in MWh (2015)



Auf Boa Vista konzentrieren sich die Stromversorgungsanlagen im nördlichen Teil der Insel, während sich die Hotels,

bzw. die Nachfrage, in den zentralen und südlichen Regionen der Insel befinden. Die Elektrifizierung des nördlichen Teils

erfolgt anhand eines unabhängigen Systems, welches im Rahmen des ORET-Projektes mit dem Hauptsystem verbunden

werden soll. Die 20 kV-Verteilungsleitung zwischen dem Chaves-Werk und der Wasserentsalzungsanlage von Sal Rei

stellt eine Schwachstelle des Systems dar. Es handelt sich um eine Freileitung, die verschleißbedingte Stromausfälle auf-

weist.

Im Süden verursacht die Entfernung von 25 km, die die unterirdischen 400 mm2-Kabel zwischen dem Chaves- und dem

Lacação-Werk zurücklegen müssen, einen Spannungsabfall in den Stunden geringer Belastung. Die AEB plant die Einfüh-

rung von Spannungsstabilisierungssystemen. Da der Strombedarf der Insel anhand der geplanten Hotelanlagen erwar-

tungsgemäß stark anwachsen wird, wird die verstärkte Stromversorgung durch einen weiteren Dieselgenerator in Erwä-

gung gezogen.

Was die Windenergiegewinnung anbelangt, sind auf Boa Vista drei Windturbinen (jede mit einer Kapazität von 850 kW)

installiert, mittels einem unterirdischen 20 kV-Kabel miteinander verbunden und über eine Schaltvorrichtung an das Sal

Rei-Kraftwerk angeschlossen. Im Kontrollraum sind alle notwendigen Einrichtungen für den Netzanschluss angebracht,

die in den vier Standorten Santiago, São Vicente, Sal und Boa Vista ähnlich konfiguriert sind, inklusive Schaltvorrichtung,

einer Schutzeinheit für den Netzanschluss und einem integrierten Leistungsmessgerät zur Erfassung des an ELECTRA

verkauften Stroms.

Die Steuereinheit verfügt über Gleichstromversorgung und ein Notstromaggregat, um Netzspannungsverlusten entgegen-

zuwirken.

Ähnlich wie die ELECTRA führt die AEB die ständige Kontrolle des Betriebs der Windturbinen über das Vestas SCADA-

System durch, um die Spannung und Frequenz zu sichern, und ist imstande, die Ausgangsleistung und Spannung anzu-

passen.91


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3.1.6. Maio

Maio hat einen Strombedarf von ca. 500 kW. Die Stromversorgung auf der Insel erfolgt über eine Dieselanlage (Tarril)

mit einem Gesamtoutput von 2.176 kW, die von ELECTRA verwaltet und betrieben wird.

Der Grundlastbetrieb wird von einem Cummins-Generator (688 kW) und einem Caterpillar-Generator (600 kW) über-

nommen.

Die jährlich erzeugte Energie auf Maio beträgt 2,6 GWh. Der Strombedarf ist zwischen 19.00 und 22.00 Uhr am höchs-

ten, während in den anderen Tageszeiten kaum Schwankungen beobachtet werden.

Abbildung 25: Erzeugte Energie auf Maio pro Monat in MWh (2015)



Das PTDSD-Projekt umfasste auf der Insel Maio den Neubau der Mittelspannungsverteilungsleitungen zwischen Figueira

Seca und Alcatraz. die Anbringung einer Schleife und die Erneuerung der abgenutzten Mittelspannungs- und Niedrig-

spannungsverteilungsleitungen.92

3.1.7. Santiago

Santiago hat einen Strombedarf von ca. 35.300 kW. Die Stromversorgung erfolgt über vier Dieselanlagen, Assomada

(3.500 kW), Palmarejo (71.506 kW und 4.905 kW) und Gamboa (7.424 kW), sowie eine Solaranlage (3.800 kW) der

ELECTRA und eine Windkraftanlage (9.350 kW) der Cabeólica. Der Gesamtoutput beträgt 100.485 kW.

Das Kraftwerk von Palmarejo wurde im Jahr 2012 mit zwei modernen Wärtsilä-Generatoren und im Jahr 2015 mit zwei

weiteren ausgestattet. Diese vier Wärtsilä- und zwei Caterpillar-Generatoren des Kraftwerkes Palmarejo werden mit

Schweröl betrieben und dienen dem Grundlastbetrieb. Die restlichen Einheiten werden für den Spitzenlastbetrieb ge-

nutzt.


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Das Kontrollverfahren des Palmarejo-Werkes reagiert schnell auf kurzzeitige Lastschwankungen, da die Grundlastrege-


Die jährlich erzeugte Energie auf der Insel beträgt 212 GWh, von denen 31,9 GWh auf die von Cabeólica produzierte

Windkraft entfallen (Anteil von 15% an Windkraft). Auf Santiago übernimmt die ELECTRA die Strom- und Wasserver-

sorgung sowie die Abwasserbehandlung. Für den Eigenbedarf der ELECTRA für Wasserentsalzung, Abwasserbehandlung

und Versorgungspumpen werden ca. 15 GWh geschätzt.

Im Jahr 2015 und in Monaten mit günstigen Windverhältnissen lieferte die Windanlage der Cabeólica ca. 30% der mo-

natlich erzeugten Energie. Laut Aussagen von ELECTRA wurde aufgrund des niedrigen Kraftstoffpreises der Strom aus

der Windanlage im Jahr 2016 abgeregelt, sobald die durch den Stromabnahmevertrag festgesetzte Menge übertroffen

wurde.

Da die Ausgangsleistung der Dieselproduktion im Jahr 2015 nicht ausreichend gesichert werden konnte, um die Netzsta-

bilität zu gewährleisten, wurde im diesem Jahr die Windkraft nicht abgeregelt.

Abbildung 26: Erzeugte Energie auf Santiago pro Monat und Energieträger in MWh (Daten für 2015)



Auch auf Santiago werden die Windverhältnisse zwischen Juli und Oktober tendenziell schwächer, gerade wenn der

Energiebedarf hoch ist, was zu einer Unausgewogenheit zwischen Angebot und Nachfrage führt. Im Tagesrhythmus steigt

der Strombedarf am frühen Morgen, erreicht gegen 20.00 Uhr ein Maximum und fällt dann in den Nachtstunden.

Die täglichen Lastkurven zeigen, dass auf Santiago die Netzstabilität ohne Abregelung der Windkraft gewährleistet

wurde, selbst im Januar und Februar bei günstigen Windverhältnissen. Anhand der Daten für 2015 hält die Studie der

JICA die eingespeiste Menge an Strom aus der Windkraft im Verhältnis zu der gegebenen Dieselproduktion für angemes-

sen. Ferner vertritt die Studie, dass zur Erhöhung des Anteils an erneuerbaren Energien die Abregelung der Ausgangsleis-

tung überprüft, die Dieselproduktion weiter reduziert und Speicherbatterien eingesetzt werden sollten. Trotz allem kann

in Monaten mit schlechteren Windverhältnissen, wie beispielsweise zwischen Juli und Oktober, auf die Stromproduktion

durch Dieselgeneratoren nicht verzichtet werden.

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Die Ausführung der unten angeführten Projekte brachte Veränderungen in den Übertragungs- und Verteilungssystemen

auf der Insel Santiago. Die wichtigsten Bereiche der Insel wurden mittels 60 kV-Hochspannungs- und 20 kV-Mittelspan-

nungsleitungen miteinander verbunden und die im Palmarejo-Werk erzeugte Energie kann nun zur Abdeckung des Ge-

samtbedarfes der Insel Santiago verteilt werden. Einige Mittelspannungs- und Niederspannungsleitungen wurden erwei-

tert und es wurden Schutzrelais eingeführt. Es ist vorgesehen, die Überwachungsfunktionen auf Santiago zu konzentrie-

ren und ein Lastverteilungszentrum zu gründen, welches die drei Inseln Santiago, São Vicente und Sal erfasst.

Das Projekt der Afrikanischen Entwicklungsbank und der JICA erweiterte das Palmarejo-Werk um zwei neue Dieselgene-

ratoren (2 x 11,38 MW) und verband es mit dem Werk von Calheta über 60 kV-Übertragungsleitungen. Die Elektrizitäts-

werke von Santa Cruz, Assomada und Tarrafal wurden durch 20 kV-Übertragungsleitungen mit dem Umspannwerk von

Calheta verbunden. Die Afrikanische Entwicklungsbank plant den Bau einer neuen Windkraftanlage.

Das PTDSD-Projekt auf Santiago beinhaltete die Spannungserhöhung der Übertragungsleitung von São Jorge dos Orgãos

von 10 kV auf 20 kV, die Erweiterung des Industriegebietes der Achada Grande durch die Verstärkung der Verteilungslei-

tungen und den Bau eines Umspannwerkes und Arbeiten zur Erweiterung der Wohngebiete durch Verstärkung der Nied-

rigspannungsverteilungsleitungen sowie den Ersatz der verschlissenen Leitungen.93

Was die Windenergiegewinnung anbelangt, sind auf Santiago elf Vestas-Windturbinen (jede mit einer Kapazität von

850 kW) installiert. Nachdem die Generatorspannung in dem Turm von 690 V auf 20 kV angehoben wurde, sind die

Windturbinen mittels eines unterirdischen 20 kV-Kabels miteinander verbunden und an das Kraftwerk von Gamboa über

eine 25 kV-Übertagungsleitung und eine Schaltvorrichtung angeschlossen. Im Kontrollraum sind alle notwendigen Ein-

richtungen für den Netzanschluss angebracht, inklusive Schaltvorrichtung, einer Schutzeinheit für den Netzanschluss

und einem integrierten Leistungsmessgerät zur Erfassung des an ELECTRA verkauften Stroms.

Obwohl die Leitungen aktuell mit dem Gamboa-Kraftwerk verbunden sind, ist die Verbindung mit dem Umspannwerk

von São Filipe zur Vorbereitung auf die 60 kV- und 20 kV-Stromübertragungssysteme angedacht. Die Steuereinheit ver-

fügt über Gleichstromversorgung und ein Notstromaggregat, um Netzspannungsverlusten entgegenzuwirken.

ELECTRA führt die ständige Kontrolle des Betriebs der Windturbinen über das Vestas SCADA-System, um die Spannung

und Frequenz zu sichern, und ist imstande, die Ausgangsleistung und Spannung anzupassen.

Santiago besitzt eine der beiden großen Solaranlagen auf den Kap Verden. Die Anlage befindet sich im Bereich des Kraft-

werkes der ELECTRA in Palmarejo und besteht aus etwa 20.000 Paneelen, die eine Spitzenleistung von 4,44 MW produ-

zieren. Die Nennleistung der Wechselrichter beträgt 4,28 MW.

Die Solarmodule sind zu 24 Stück in Reihe zu einem String geschaltet und erzeugen eine Gleichspannung von ca. 800 V,

die von Wechselrichtern in eine Wechselspannung von 270 oder 315 V umgewandelt und vom Transformator auf 20 kV

zur Netzeinspeisung erhöht wird.

Die Kap Verden verfügen über eine günstige Sonneneinstrahlung, dennoch gibt es auch Problematiken: Die starken

Winde tragen Staub und Sand vom Kontinent auf die Inseln, so dass die Sonnenkollektoren sehr leicht mit Staub bedeckt

werden; gleichzeitig regnet es auf den Kap Verden kaum, weshalb sie auch nicht vom Regenwasser abgespült werden.

Dies führt zu einer Verschlechterung der Stromerzeugungskapazität. Des Weiteren wurden die Anlagen in Küstennähe

installiert, was Korrosionsschäden verursacht. Oft bleiben Störungen und Ausfälle lange ungelöst.

Für die Anlageüberwachung wurden SCADA-Systeme eingeführt, allerdings werden sie infolge eines Serverausfalls nicht

zur Justierung der Betriebsbedingungen oder zur Ausführung von Wartungsarbeiten verwendet.

93 The Study of Information Collection and Verification Survey for Renewable Energy Introduction and Grid Stabilization in the Republic of Cabo Verde (Draft Final Report), Japan International Cooperation Agency (JICA), August 2016

65


Da jedoch die Solaranlage direkt an das Palmarejo-Kraftwerk angeschlossen ist, wo es möglich ist, die Solarstromerzeu-

gung in Echtzeit zu erfassen, zeichnet der tägliche Betriebsbericht die solare Stromerzeugung anhand der stündlichen

Ausgangsleistung und der routinemäßigen Ablesungen des Wattstundenzählers auf.

Tabelle 18: Monatliche Stromproduktion der Solaranlage von Santiago (2015)

Jan Feb Mär Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez Gesamt

Produktion

(kWh) 374 435 494 461 504 382 280 95 140 248 249 366 4.027

Kapazitätsfaktor

(%) 11,7 15.1 15,5 15,0 15,8 12,4 8,8 3,0 4,6 7,8 8,1 11,5 10,7%



3.1.8. Fogo

Fogo hat einen Strombedarf von etwa 2.400 kW. Zwei Dieselanlagen der ELECTRA, João Pito (7.944 kW) und Ponta

Lapa (1.360 kW), mit einem Gesamtoutput von 9.304 kW übernehmen die Versorgung der Insel.

Das Kraftwerk von João Pinto wurde im Jahr 2015 mit zwei modernen MAN-Generatoren ausgestattet, welche zwar mit

Schweröl betrieben werden können, aber derzeit mit Diesel arbeiten.

Das Kontrollverfahren des João Pinto-Werkes reagiert schnell auf kurzzeitige Lastschwankungen, da die Grundlastrege-


Die jährliche Energieproduktion der Insel beträgt 13,4 GWh. Die tägliche Lastkurve weist einen erhöhten Bedarf zwischen

19.00 und 22.00 Uhr auf und bleibt in den übrigen Tageszeiten weitgehend unverändert.

Abbildung 27: Energieproduktion auf Maio pro Monat in MWh (Daten für 2015)



Im Rahmen des ORET-Projektes wurde auf Fogo das neue Kraftwerk von João Pito gebaut und mit dem Werk von Ponta

Lapa über 20 kV-Leitungen verbunden.

0

200

400

600

800

1000

1200


En

erg

ie in

MW

h

Diesel

66


Das PTDSD-Projekt umfasste die Spannungserhöhung der Übertragungsleitungen des São Filipe-Systems von 15 kV auf

20 kV, die Erweiterung der Wohngebiete von São Filipe durch den Neubau eines Transformators und der Verteilungslei-

tungen sowie die Erneuerung der geschädigten Niedrigspannungsleitungen.

Nach Ausführung der oben aufgeführten Projekte wurden die Mittelspannungsleitungen auf 20 kV vereinheitlicht und die

Übertragungs- und Verteilungsnetze so ausgebaut, dass sie eine Schleife um die Insel bilden, womit die Systemzuverläs-

sigkeit verbessert wird.94

3.1.9. Brava

Brava hat einen Strombedarf von etwa 600 kW. Eine Dieselanlage der ELECTRA, Favatal, versorgt die Insel mit einem

Gesamtoutput von 1.416 kW.

Im Werk arbeiten drei Generatoren je nach Strombedarf im Grundlastbetrieb und das Kontrollverfahren reagiert schnell

auf kurzzeitige Lastschwankungen, da die Grundlastregelung isochron verläuft und elektrische Regler mit Lastvertei-

lungsfunktionen eingesetzt werden.

Die jährliche Energieproduktion der Insel beträgt 2,6 GWh. Die tägliche Lastkurve weist einen erhöhten Bedarf zwischen

19.00 und 22.00 Uhr auf und bleibt in den übrigen Tageszeiten weitgehend unverändert.

Abbildung 28: Energieproduktion auf Brava pro Monat in MWh (Daten für 2015)



Im Jahr 2008 wurden auf Brava neue Dieselgeneratoren in Betrieb gesetzt und die Übertragungs- und Verteilungssys-

teme verbessert. Im Gegensatz zu den anderen Inseln, auf denen Projekte zur Erneuerung oder Verstärkung der Anlagen

durchgeführt wurden, wurden auf Brava keine weiteren Wartungsarbeiten unternommen, was sich in dem verschlechter-

ten Zustand der Anlagen widerspiegelt. Auf Brava sind noch 6 kV-Mittelspannungsleitungen vorhanden.95

Eine Windkraftanlage mit 150 kW Leistung wurde auf Brava installiert, sie ist jedoch wegen ihres schlechten Zustands

außer Betrieb. Unter Berücksichtigung des Erneuerungsbedarfs je nach Ausmaß der Anforderungen und des verfallenen

94 The Study of Information Collection and Verification Survey for Renewable Energy Introduction and Grid Stabilization in the Republic of Cabo Verde (Draft Final Report), Japan International Cooperation Agency (JICA), August 2016 95 The Study of Information Collection and Verification Survey for Renewable Energy Introduction and Grid Stabilization in the Republic of Cabo Verde (Draft Final Report), Japan International Cooperation Agency (JICA), August 2016

0

50

100

150

200

250

Jan Mär Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez

En

erg

ie in

MW

h

Diesel

67


Zustands von Elektrizitätswerken und Übertragungsausrüstung wären nach Ansicht der JICA-Studie die Bedingungen

gegeben, um Demonstrationstests durchzuführen, die auf die Erhöhung des Anteils an erneuerbaren Energien auf Basis

eines umfassenden Batteriespeichersystems ausgerichtet sind.

3.1.10. Mikro-Netze zur Elektrifizierung von abgelegenen ländlichen Gegenden96

Monte Trigo

Unter dem SESAM-ER-Projekt wurde Monte Trigo, ein isoliertes Dorf der Gemeinde Porto Novo im Südwesten der Insel

Santo Antão, elektrifiziert. Monte Trigo hat 230 Einwohner, die hauptsächlich von der Fischerei und vom Handel mit

Nachbardörfern leben.

In Monte Trigo wurde eine PV-Anlage mit einer Leistung von 27 kWp im Jahr 2012 installiert und im Jahr 2014 aufgrund

der steigenden Nachfrage auf 39 kWp erweitert. Ferner wurden das bestehende Verteilungsnetz und die Straßenbeleuch-

tung verstärkt und verbessert.

Das Projekt beinhaltete ebenfalls den Anschluss der Siedlung Tarrafal de Monte Trigo an das öffentliche Netz über eine

17,2 km lange oberirdische Mittelspannungsleitung zwischen Chã de Manuel Lopes und Tarrafal de Monte Trigo.

Als ergänzende Maßnahmen im Rahmen des Projektes wurde nicht nur eine Eisfabrik in Monte Trigo errichtet, die die

überschüssige Stromproduktion der PV-Anlage nutzen soll, sondern auch die Ortschaft São Tomé durch die Errichtung

eines Stromversorgungsnetzes, einer Straßenbeleuchtung und einer Trafostation elektrifiziert.

Die Gesamtinvestition des SESAM-ER belief sich auf 1.482.006 Euro und wurde zu 75% von der EU und zu 25% von der

Gemeinde Porto Novo finanziert.97

Das Mikronetz von Monte Trigo besteht aus zwei Sätzen PV-Paneelen, Batterien, einem Überwachungs- und einem Steue-

rungssystem zur Optimierung des Batterieeinsatzes, welche mit zwei Wechselrichtern kombiniert sind. Zusätzlich wurde

dem System ein Dieselgenerator (20 kV) als Backup hinzugefügt.

Die eingebauten Batterien sind offene Bleiakkus. Die Speicherkapazität der Batterien wurde ursprünglich auf den Strom-

bedarf von 3 Tagen ausgelegt. Da der Bedarf aber stärker angewachsen ist als erwartet, reicht die aktuelle Kapazität nur

für etwa 2 Tage.

Wie bereits erwähnt, wird die überschüssige Energie der Batterien zur Versorgung einer Eisfabrik genutzt. Wenn die Bat-

terien der zweiten Einheit zu 100% aufgeladen sind, wird der Strom automatisch an die Eisherstellungsmaschine gelie-

fert; wenn der Ladezustand auf weniger als 90% fällt, wird die Stromversorgung automatisch unterbrochen. Das produ-

zierte Eis wird an die Fischer verkauft und der Erlös dient der Abdeckung der Betriebskosten der PV-Anlage.

Laut Angaben der APP erwähnt die JICA-Studie unter Berücksichtigung der Betriebs-, Wartungs- und Wiederbeschaf-

fungskosten durchschnittliche Stromerzeugungskosten zwischen 30 - 35 CVE/kW (0,27 - 0,32 Euro/kW). Die Stromrech-

nung wird anhand eines RFID-Kartensystems im Voraus bezahlt, die Gebühren sind in fünf Stufen unterteilt.

Die Entwicklung der erzeugten Energie und der Energienachfrage zwischen 2012 und 2015 wird in der folgenden Abbil-

dung 29 dargestellt:

96 The Study of Information Collection and Verification Survey for Renewable Energy Introduction and Grid Stabilization in the Republic of Cabo Verde (Draft Final Report), Japan International Cooperation Agency (JICA), August 2016, S. 54 f. 97 Projektbogen des SESAM-ER Projektes

68


Abbildung 29: Monte Trigo – Aufwärtstrend der produzierten Energie (PV-Anlage) und der Stromnachfrage



Die Ladung der Batterien wird zwischen zwei Schwellenwerten (35% und 100%) gehalten. Fällt die Restladung der Batte-

rien unter 35%, greifen folgende Maßnahmen ein: Abschaltung der Straßenbeleuchtung, Aufladung der Batterien über die

PV-Anlage und, als letzte Option, Aufladung der Batterien über den Dieselgenerator.

Carriçal

Carriçal ist ein Fischerdorf mit ca. 2.000 Einwohnern an der Südostküste der Insel São Nicolau.

Im Dezember 2015 wurde eine PV-Mikroanlage in Carriçal im Rahmen einer öffentlich-privaten Partnerschaft in Betrieb

genommen. APP war für den Bau und ist für den Betrieb und die Wartung des Mikronetzes verantwortlich. Die Anlage

besteht aus 88 x 250 Wp Solarpaneelen (22 kWp), einem Blei-Gel-Akku, Wechselrichtern und einem Dieselgenerator als

Backup-System. Der maximale Leistungsbedarf beträgt 12 kW.

Xaxa

Xaxa liegt in der nördlichen, bergigen Region der Insel Santiago und ist der Wohnort von 10 Familien. Der Leistungsbe-

darf liegt bei 10 kW, welcher von 10 kVA einer Wind- und PV-Anlage gedeckt wird. Die Anlage verfügt auch über Batte-

rien.

Weitere Projekte

Im Rahmen des Strategischen Programms für Westafrika – Klimawandel, Strategic Program for West Africa – Climate

Change (SPWA–CC), der Globalen Umweltfazilität Global Environmental Facility (GEF) wurde ein Programm zur För-

derung von erneuerbaren Energiesystemen kleinerer und mittlerer Größe auf den Kap Verden entwickelt und genehmigt.

Das Programm sieht die Installation von zwei PV-Anlagen, eine mit 37,5 kWp und eine mit 22 kWp, in Figueiras bzw.

Ribeira Alta, Ortschaften der Gemeinde Ribeira Grande auf der Insel Santo Antão, vor.

22,6

28,2

35,4

40,6

21,622,7

29,6

35,1

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

2012 2013 2014 2015

En

erg

ie in

MW

h

Erzeugte Energie (MWh)

Energieverbrauch (MWh)

69


3.2. Wirtschaftliches und technisches Potential / Marktentwicklungen

3.2.1. Stromgestehungskosten per Insel

Die Treibstoffkosten machen den größten Teil der Stromgestehungskosten aus. Die JICA-Studie berechnete die Stromge-

stehungskosten auf den Kap Verden anhand des Kraftstoffpreises, des Kraftstoffverbrauches und der erzeugten Energie

im Jahr 2015.

Für Kap Verde errechneten sich die Kraftstoffkosten in der Energieproduktion zu einem Durchschnitt von 13,56

CVE/kWh (0,12 Euro/kWh). Was die einzelnen Inseln anbelangt, so liegt dieser Wert auf den Inseln, die Schweröl benut-

zen (Santiago, São Vicente, Boa Vista und Sal) zwischen 11,70 – 17,19 CVE/kWh (0,11 – 0,16 Euro/kWh), während er auf

den verbleibenden fünf Inseln mit 19 CVE/kWh (0,17 Euro/kWh) relativ hoch liegt.98

Tabelle 19: Kraftstoffkosten in der Stromproduktion pro Insel (in Euro/kWh)

Insel São

Antão

São

Vicente

São

Nicolau Sal

Boa

Vista Maio Santiago Fogo Brava Gesamt

Kraftstoffkosten

(in Euro/kWh) 0,18 0,11 0,18 0,13 0,16 0,19 0,11 0,18 0,18 0,12



In einer Studie im Rahmen der „Technical Assistance Facility for the SE4ALL Initiative – West and Central Africa“ vom

Juni 2016 wird der spezifische Verbrauch von Schweröl bei der Stromproduktion auf der Insel Santiago im Jahr 2015 auf

0,22 kg/kWh kalkuliert. Zu den im Februar 2016 praktizierten Kraftstoffpreisen von 38,90 CVE/kg (0,35 Euro/kg)

Schweröl würden die Kraftstoffkosten 7,8 Eurocent/kWh in der Stromproduktion ausmachen. Wird mit dem Preis von 71

CVE/kg (0,64 Euro/kg) vom Anfang 2015 gerechnet, so ergibt dies einen Betrag von 14 Eurocent/kWh.99

3.2.2. Übertragungs- und Verteilungssysteme

Die Standard-Spannung der Übertragungs- und Verteilungssysteme auf den Kap Verden ist 20 kV. Lediglich Santiago, die

Insel mit der höchsten Nachfrage, verfügt über 60 kV-Leitungen. In einigen Regionen erfolgt die Spannungsverteilung

noch über 6 oder 10 kV-Leitungen.

Die beständig starken Winde erhöhen das Störungsrisiko der oberirdischen Verteilungsleitungen, die jedoch im Rahmen

einiger kürzlich ausgeführten Projekte durch unterirdische Leitungen ersetzt wurden, was das Störungsrisiko erheblich

verringert hat.

So wurde das Stromübertragungs- und Verteilungssystem auf den Kap Verden durch das Santiago Generation & Trans-

mission Enhancement Programme, das Electricity Transmission and Distribution Network Development Project und

das ORET-Projekt Reinforcement of Electrical Power Production and Distribution System for the Islands of Santo

Antão, Fogo São Nicolau and Boavista in den letzten Jahren verbessert. Neben dem Ersatz der Luftleitungen wurden in

diesem Zusammenhang neue Übertragungsnetze gebaut, es wurde die Verteilungsspannung von 10 auf 20 kV erhöht und

Glasfaserleiter für die Telekommunikationsnetze verlegt.100

98 The Study of Information Collection and Verification Survey for Renewable Energy Introduction and Grid Stabilization in the Republic of Cabo Verde (Draft Final Report), Japan International Cooperation Agency (JICA), August 2016 99 Cape Verde, Pump Storage - Economic and Financial Simulations to Define the Public Private Strategy, Inception Report, Technical Assistance Facility for the SE4ALL Initiative – West and Central Africa, June 2016 100 The Study of Information Collection and Verification Survey for Renewable Energy Introduction and Grid Stabilization in the Republic of Cabo Verde (Draft Final Report), Japan International Cooperation Agency (JICA), August 2016, S. 281 f.

70


3.2.3. SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition)

Das Electricity Transmission and Distribution Network Development Project sieht die Einführung von SCADA-Sys-

temen auf Santiago, São Vicente und Sal vor. SCADA kann aktuell Schaltanlagen des Übertragungs- und Verteilungssys-

tems steuern und Daten zu der Nachfrage erheben. SCADA plant künftig, die Datenerhebung der Dieselkraftwerke und

der erneuerbaren Energieerzeugung sowie das Energy Management System (EMS) und Demand Management System

(DMS) durchzuführen. Da sich aber die Dieselanlagen auf den Kap Verden vom allgemeinen Standard unterscheiden,

könnte dies zu technischen Schwierigkeiten bei der Umsetzung des Systems führen. ALSTOM, der Hersteller von SCADA,

soll momentan daran arbeiten, das SCADA-System an verschiedene Ländergegebenheiten anzupassen. ELECTRA erhofft

sich mit SCADA, meteorologische Daten wie Sonneneinstrahlung und Windgeschwindigkeit erheben zu können, um den

Leistungsbedarf zu prognostizieren und die geeignete Dieselanlage automatisch starten zu lassen.101

3.2.4. Steuerung der Windkraftnutzung

ELECTRA (Santiago, São Vicente und Sal) und AEB (Boa Vista) kaufen den aus Windkraft erzeugten Strom im Rahmen

eines langfristigen Stromabnahmevertrages mit der Cabeólica, welcher die minimale Strommenge und den Preis in einer

Kaufgarantieklausel (Take-or-Pay-Klausel) festlegt. ELECTRA und AEB überwachen das Stromversorgungssystem (hin-

sichtlich Stromverbrauch, verfügbarem Strom aus der Dieselerzeugung, Spannung und Frequenz) und die Windkraftanla-

gen (hinsichtlich Windstärke, Windrichtung, Stromerzeugung und Spannung) und verwenden Prognosen über die Wind-

kraftproduktion.

Vestas sendet die wöchentlichen Leistungsprognosen an die Fernüberwachungsgeräte in den ELECTRA- und AEB-Kraft-

werken, welche die wöchentliche Produktionsplanung zugrunde legen. Die Daten werden alle drei Tage überprüft, um die

Produktionsplanung für den entsprechenden Betriebstag zu überarbeiten.

Die maximale Ausgangsleistung aus der Windkraft wird anhand der Nachfrage, Windverhältnisse und Prognosedaten im

Sinne der Systemstabilität stündlich festgelegt bzw. überprüft. Vor allem in São Vicente und Sal führte dies zu der Abre-

gelung von etwa 40% der Winderzeugung.102

Die Leistungsregelung der Windkrafterzeugung und der Basisbetrieb der Dieselgeneratoren erfolgt anhand folgender Vo-

raussetzungen:

Die Stromerzeugung im Energiesparmodus deckt 30% der Bedarfsprognose.

Die prognostizierte Ausgangsleistung der Solaranlagen wird vom Windstrom abgezogen.

Um mit der Leistungsabnahme im Energiesparmodus umzugehen, decken die Dieselgeneratoren 50% der Stromer-

zeugung im Energiesparmodus ab. Die Dieselgeneratoren, die die Leistungsreserve oder die Ausgangsleistung auf-

weisen, um 50% der Stromerzeugung im Energiesparmodus zu decken, werden gezielt eingesetzt, so dass die aus

Diesel erzeugte Energie 70% der Bedarfsvorhersage Bedarfs ausmacht.

Derzeit beträgt die minimale Leistung der Dieselstromerzeugung 50%.103

3.3. Verfügbarkeit und Nutzung im Zielland

Um den Nutzungsgrad der verfügbaren erneuerbaren Energieressourcen zu erhöhen, ist es wichtig, dass die Dieselkraft-

werke als geregelte Grundlastversorger die wetterbedingte Leistungsabgabe der regenerativen Kraftwerke ausgleichen.

Wichtig ist es auch, die Frequenzregelungsfähigkeit und einen Spielraum für die Leistungsreduzierung sicherzustellen.

101 The Study of Information Collection and Verification Survey for Renewable Energy Introduction and Grid Stabilization in the Republic of Cabo Verde (Draft Final Report), Japan International Cooperation Agency (JICA), August 2016, S. 281 f. 102 The Study of Information Collection and Verification Survey for Renewable Energy Introduction and Grid Stabilization in the Republic of Cabo Verde (Draft Final Report), Japan International Cooperation Agency (JICA), August 2016, S. 282 f. 103 The Study of Information Collection and Verification Survey for Renewable Energy Introduction and Grid Stabilization in the Republic of Cabo Verde (Draft Final Report), Japan International Cooperation Agency (JICA), August 2016, S. 229 f.

71


Dieselgeneratoren können die Ausgangsleistung vom Maximum zum Minimum und umgekehrt innerhalb kurzer Zeit

steuern. Der Regler eines Dieselgenerators spricht so schnell an, dass die Drehzahlen bei Belastungsschwankungen weit-

gehend konstant gehalten werden. Beim sog. reglerfreien Betrieb wird der Regler nicht eingeschränkt, so dass er auf die

Frequenzschwankungen in vollem Umfang reagieren kann. Die Ausgangsleistung des Generators steigt automatisch mit

abnehmender Frequenz und umgekehrt, um die Frequenz des Stromsystems zu stabilisieren.

Die Generatoren, die im reglerfreien Betrieb funktionieren, können innerhalb weniger Minuten die Fluktuationsschwan-

kungen auffangen und die Ausgangsleistung stabilisieren. Nach den ausgeführten Beobachtungen im Rahmen der JICA-

Studie bestätigt diese, dass die auf den Kap Verden installierten Dieselgeneratoren im reglerfreien Betrieb arbeiten kön-

nen.104

Die Überlegungen zur verstärkten Nutzung von erneuerbaren Energien sollen in erster Linie die effizientere Nutzung der

vorhandenen Infrastruktur in Erwägung ziehen, insbesondere die Nutzung der abgeregelten Ausgangsleistung der beste-

henden Windenergiekapazität durch Erweiterung des Betriebsbereiches der Dieselgeneratoren unter Berücksichtigung

der Angebots- und Nachfragebedingungen sowie des Zustands der Stromversorgungsanlagen.105

Hinsichtlich der wirtschaftlichen Auswirkungen sind die Folgen der verstärkten Nutzung der erneuerbaren Energien zur

Treibstoffkostenreduzierung in der Dieselproduktion zu berücksichtigen. Im Folgenden soll aber zunächst auf die beste-

henden Ausgangsbedingungen, insbesondere die existierenden Windkraftanlagen, die für das Ausweitungspotential der

erneuerbaren Energien ausschlaggebend sind, eingegangen werden.

Die Studie der Japanischen Agentur für Internationale Zusammenarbeit Japan International Cooperation Agentur

(JICA), die eine Informationserhebung und Untersuchung des Einsatzes von erneuerbaren Energien und der Netzstabili-

sierung auf den Kap Verden durchgeführt hat, weist diesbezüglich auf folgende Aspekte hin:

1. Ausbau der Ausrüstung zur Stromübertragung- und -verteilung

Integration der Übertragungs- und Verteilungsnetze mit unterschiedlichen Versorgungsbereichen auf den Inseln

Steigerung der Elektrifizierungsrate (Versorgung von nicht elektrifizierten Gegenden).

Vereinheitlichung der Spannungen (20 und 60 kV).

Bevorzugte Verlegung von unterirdischen Leitungen (bei oberirdischen Leitungen sollen starke Isolierungen gegen

Salzschäden verwendet werden) und Einführung von Schleifen in den Übertragungsnetzen bebauter Gegenden.

2. Stromversorgung über ein Kraftwerk per Insel

Parallel zum Ausbau der Stromübertragungs- und -verteilungsanlagen sollte die Stromversorgung über ein Kraft-

werk pro Insel erfolgen. Allerdings ist die Studie der Auffassung, dass die bestehenden Dieselkapazitäten angesichts

der Nachfrage überdimensioniert sind.

Verbesserung der Systemstabilität und -effizienz und Erweiterung des Betriebsbereiches anhand moderner Dieselge-

neratoren.

Die Modelle der installierten Dieselgeneratoren sind relativ neu und wurden ab 2010 eingeführt.

3. Stromversorgung durch IPPs von Windenergie

Cabeólica verkauft die aus der Windkraft erzeugte Energie auf den Inseln Santiago, São Vicente, Sal und Boa Vista.

Mit der Absicht, die Systemstabilität zu sichern, regeln ELECTRA und AEB die Ausgangsleistung an Windenergie je

nach Bedarf ab.

104 The Study of Information Collection and Verification Survey for Renewable Energy Introduction and Grid Stabilization in the Republic of Cabo Verde (Draft Final Report), Japan International Cooperation Agency (JICA), August 2016, S. 314 f. 105 The Study of Information Collection and Verification Survey for Renewable Energy Introduction and Grid Stabilization in the Republic of Cabo Verde (Draft Final Report), Japan International Cooperation Agency (JICA), August 2016, S. 314 f.

72


ELECTRA regelt die produzierte Energie ab, wenn die in der Take-or-Pay-Klausel des Stromabnahmevertrages fest-

gelegte Abnahmequote überschritten ist.

Anhand der gegebenen Voraussetzungen prüfte die Studie den Ausbau der regenerativen Energieressourcen mittels der

Berechnung der theoretischen Kapazität an Windenergie, der effektiven Nutzung der abgeregelten Energie durch den

erweiterten Betriebsbereich der Dieselgeneratoren und der Steigerung des Anteils an erneuerbaren Energien sowie der

Wirtschaftlichkeitsberechnung bezüglich eines stärkeren Anteils an erneuerbaren Energien durch Ausweitung der Wind-

kraftanlagen und Einführung von Batteriespeichern.

Als Ergebnis der unternommenen Untersuchungen schlägt die Studie die im Folgenden beschriebenen Maßnahmen zur

Förderung der verstärkten Nutzung von erneuerbaren Energien und der Netzstabilisierung auf den Kap Verden vor.

Die Untersuchung bestätigte, dass die zunehmende Nutzung von Windenergie und die Installation von weiteren Wind-

kraftanlagen wirksame Mittel zur Erhöhung des Anteils an erneuerbaren Energien sind.

Im Falle der Windenergie, die unter günstigen Windverhältnissen eine erwartungsgemäße Ausgangsleistung zur Verfü-

gung stellen kann, ist der unmittelbare Bedarf an Speicherbatterien, um Schwankungen entgegenzuwirken, in naher Zu-

kunft nicht sehr hoch. Der Einsatz von Speicherbatterien kann jedoch effektiver sein, wenn der Anteil an erneuerbaren

Energien an die Grenzen des Systems stößt.

Im Hinblick auf die Einführung von Pumpspeicherkraftwerken vertritt die JICA-Studie die Auffassung, dass diese im

Sinne der Auslastung und Wirtschaftlichkeit derzeit unrealistisch ist.106

Diese Auffassung wird in dem Bericht über „Pumpspeicher – wirtschaftliche und finanzielle Simulationen zur Definie-

rung der öffentlich-privaten Partnerschaftsstrategie“ der Technical Assistance Facility for the SE4ALL Initiative – West

and Central Africa widerlegt, die ein Entwicklungspotential für Pumpspeicherkraftwerke auf mindestens drei evaluierten

Standorten auf der Insel Santiago bestätigt (s. Kapitel 3.4.3.).107

3.4. Mögliche Standorte für Projekte / Anlagen

3.4.1. Ausbau der Nutzung erneuerbarer Energien

Anhand der durchgeführten Untersuchungen schlägt die vorgenannte JICA-Studie folgende Aktionen vor:

(1) Ausbau der Windenergieerzeugung auf Santiago, Sal und Boa Vista

Kap Verde verfügt über ein sehr hohes Potential für die Entwicklung der Windenergie. Hinsichtlich der Windenergieer-

zeugung werden IPPs angenommen. Könnten aber ähnliche Garantien durch ein staatlich finanziertes Unternehmen (z.B.

ELECTRA) gewährleistet werden, wäre es möglich, die Projekte auf Basis eines zinsgünstigen Darlehens zu gestalten.108

(2) Errichtung von Stromübertragungs- und -verteilungsanlagen auf Santiago, Boa Vista und Brava

Alle drei Inseln weisen Probleme auf. Auf Boa Vista, wo der Verfall und die Schwächen der Energieinfrastruktur äußerst

hoch sind, kann davon ausgegangen werden, dass durch die wachsende Tourismusbranche ein erhöhter Energiebedarf zu

erwarten ist und der Netzausbau eine Notwendigkeit sein wird. Zur Sicherung der Netzstabilisierung kann auch die Ver-

106 The Study of Information Collection and Verification Survey for Renewable Energy Introduction and Grid Stabilization in the Republic of Cabo Verde (Draft Final Report), Japan International Cooperation Agency (JICA), August 2016, S. 314 f. 107 Cape Verde, Pump Storage - Economic and Financial Simulations to Define the Public Private Strategy, Inception Report, Technical Assistance Facility for the SE4ALL Initiative – West and Central Africa, Juni 2016 108 The Study of Information Collection and Verification Survey for Renewable Energy Introduction and Grid Stabilization in the Republic of Cabo Verde (Draft Final Report), Japan International Cooperation Agency (JICA), August 2016, S. 399 f.

73


wendung von Speicherbatterien in Betracht gezogen werden. Als Notmaßnahme könnten auch Na-S-Akkus für die lang-

fristige Speicherung berücksichtigt werden. Die hohe Nachfrage und der geplante Bau von Hotelanlagen stellen auch An-

sprüche an die Qualität der Stromversorgung.109

(3) Technologische Zusammenarbeit beim Betrieb von Dieselkraftwerken auf Santiago, Boa Vista, Sal und São

Vicente

Um den Ausbau der erneuerbaren Energien umzusetzen, muss die Fähigkeit, die Dieselleistung zu reduzieren (Anpas-

sungsfähigkeit), verbessert werden. Um den Betrieb und die Wartung zu optimieren und die Qualität und Effizienz des

Basis- und des koordinierten Betriebs zu verbessern, bedarf es des verstärkten Einsatzes von EDC-Technologien (elektro-

nische Dieselsteuerung). Ein Austausch mit Experten und eine entsprechende Schulung könnten diesbezüglich von Nut-

zen sein.110

(4) Einführung von Mikronetzen in abgelegenen Ortschaften auf Maio, Fogo und Brava

Mit Unterstützung der Europäischen Union wurden PV-Anlagen in nicht-elektrifizierten Gebieten installiert. Kleine, ab-

gelegene Inseln haben wenige Möglichkeiten, erneuerbare Energien an das Stromnetz anzuschließen; die Topographie

von Fogo und Brava erschwert die Entwicklung von Windkraftprojekten. Dementsprechend ist die Solarenergie eine Lö-

sung für die Elektrifizierung abgelegener Ortschaften, einschließlich des Ersatzes von Diesel durch Speicherbatterien in

der Koordination des Netzbetriebes, selbst wenn diese Variante mit höheren Kosten verbunden ist.111

Verglichen mit herkömmlichen Energieträgern wie Diesel, haben fluktuierende erneuerbare Energien, wie Wind- und

Sonnenenergie, höhere Fixkosten als variable Kosten, so dass die Stromgestehungskosten bei einer geringen Auslastung

stark ansteigen. Mit zunehmender Einspeisung von erneuerbaren Energien und bedingt durch die beschränkte Mindest-

leistung der bestehenden Energieträger, wie Diesel und/oder Instabilität des Netzes, kann die Leistung der fluktuieren-

den erneuerbaren Energien begrenzt werden. Wird die Einspeisung so eingeschränkt und die Auslastung der Kapazität

der erneuerbaren Energieträger reduziert, dann steigen die Gesamtkosten des Energieversorgungssystems.112

Verbesserte und genauere Prognosen / Demand-Response-Management

Fluktuierende erneuerbare Energien können der schwankenden Nachfrage nicht folgen, weshalb genaue und reguläre

Bedarfsprognosen wichtig sind, um ihre Nutzung zu verbessern. Dies betrifft nicht nur die Erhebung von Nachfragedaten

über mehrere Jahre, sondern auch die Aufzeichnung von momentanen Bedarfsdaten. Intelligente Messgeräte („smart

meters“) können diese Funktion effizient übernehmen. Die regelmäßig aufgezeichneten Bedarfsdaten der einzelnen Kun-

den können für die Segmentierung der Kunden, die Abschätzung der Merkmale der Nachfrage von jedem Segment, die

Erstellung von Nachfrageprognosen in Echtzeit und eines angemessenen Tarifsystems genutzt werden.

Auch bei fluktuierenden erneuerbaren Energien ist es möglich und notwendig, die Präzision der Leistungsabschätzungen

zu verbessern. Eine genaue Prognose der Sonneneinstrahlung und der Windverhältnisse sowie ein sorgfältiges Manage-

ment der Anlagen tragen hierzu bei. Als Beispiel können die Solarpaneele und die durch Staub verursachte Kapazitätsre-

duzierung aufgeführt werden. Staub wird durch Wind aus der Wüste Sahara herangetragen. So könnte die Reinigung der

Solarpaneele unter Berücksichtigung der spezifischen meteorologischen Bedingungen durchgeführt und optimiert wer-

den.

Selbst bei verbesserten Vorhersagen über die Leistung der fluktuierenden erneuerbaren Energien bleibt ein gewisser

Grad an Ungewissheit bestehen und je höher die Einspeisung, umso schwieriger ist es, das Netz nur von der Versorgungs-

seite aus zu stabilisieren. Batterien können die Fluktuationen ausgleichen, aber die Einführung eines Demand-Response-

Managements könnte hier von Vorteil sein. Als einfaches Beispiel kann in diesem Zusammenhang die Installation von

109 The Study of Information Collection and Verification Survey for Renewable Energy Introduction and Grid Stabilization in the Republic of Cabo Verde (Draft Final Report), Japan International Cooperation Agency (JICA), August 2016, S. 400 f. 110 The Study of Information Collection and Verification Survey for Renewable Energy Introduction and Grid Stabilization in the Republic of Cabo Verde (Draft Final Report), Japan International Cooperation Agency (JICA), August 2016, S. 400 f. 111 The Study of Information Collection and Verification Survey for Renewable Energy Introduction and Grid Stabilization in the Republic of Cabo Verde (Draft Final Report), Japan International Cooperation Agency (JICA), August 2016, S. 400 f. 112 The Study of Information Collection and Verification Survey for Renewable Energy Introduction and Grid Stabilization in the Republic of Cabo Verde (Draft Final Report), Japan International Cooperation Agency (JICA), August 2016, S. 404 f.

74


elektrischen Warmwasserbereitern sowie Wärme- und Kältespeicherung mit Schaltuhren, um die Tageszeiten mit gerin-

gerer Stromlast auszunutzen, genannt werden. Auf den Kap Verden könnte die Wasserentsalzung ebenfalls einen Beitrag

dazu leisten. Die Einführung von intelligenten Messgeräten würde das Demand-Response-Management unterstützen und

flexibler gestalten.113

3.4.2. Umfassende und langfristige Maßnahmen

Kälte- und Wärmespeicherung

Der Tourismus ist eine Schlüsselbranche auf den Kap Verden mit einem hohen Energiebedarf. Neben Batterien können in

den touristischen Einrichtungen auch Wärme- und Eisspeicher eingesetzt werden. Wie erwähnt, können Warmwasserbe-

reiter den Strom in den Schwachlastzeiten nutzen. Auch die Kältetechnik mit thermischer Speicherung kann eine Aus-

gleichsfunktion zu Schwach- und zu Spitzenlastzeiten ausüben.

Elektromobilität und Ökotourismus

Auf den Kap Verden werden keine langen Strecken im Straßenverkehr zurückgelegt, was die Einführung von Elektroautos

und elektrischer Fahrräder erleichtert. Beispielsweise könnten Elektroroller an Touristen vermietet werden. Große Hotel-

anlagen könnten ihre Shuttles zum Flughafen mit Elektrofahrzeugen betreiben. Solche Projekte könnten als Pilotprojekte

in ausgewählten Regionen eingeführt werden, um eine ökologische Markenkultur (Ökotourismus) zu fördern.

3.4.3. Pumpspeicher auf der Insel Santiago

In einem Erstbericht der Technical Assistance Facility for the SE4ALL Initiative – West and Central Africa über „Pump-

speicher – wirtschaftliche und finanzielle Simulationen zur Definierung der öffentlich-privaten Partnerschaftsstrategie“

wird die Bedeutung und die Zweckmäßigkeit der Option Pumpspeicher für das Stromversorgungssystem der Insel Santi-

ago anhand umfangreicher Least-Cost-Wirtschaftssimulationen evaluiert, mit Hinblick auf den Stellenwert dieser Optio-

nen, die angestrebte Durchdringungsrate an erneuerbaren Energien zu erreichen.

Die Pumpspeicheroption für die Insel Santiago wurde in der Vorplanungsphase in zwei Studien analysiert, der GESTO-

Studie „Technisch-ökonomische, finanzielle und umweltverträgliche Durchführbarkeitsstudie – Pumpspeicherkraft-

werke“ aus dem Jahr 2011 und der Studie „Pump-storage as a Solution to the Curtailment of Renewable Energy Supply

in Cabo Verde” der Technical Assistance Facility (TAF) for the Sustainable Energy for All Initiative (SE4ALL) - West

and Central Africa aus dem Jahr 2014.

Diese Studien unterstreichen den Prioritätscharakter des Pumpspeicherprojektes, um eine verstärkte Stromproduktion

auf Basis von erneuerbaren Energien auf der Insel Santiago zu ermöglichen. Durch ein solches Pumpspeichersystem

könnte das Energiesystem der Insel eine höhere Durchdringung der erneuerbaren Energien absorbieren, da bereits eine

hohe Durchdringungsrate an erneuerbaren Energien gegeben ist. Eine solche Investition sollte mit zusätzlichen Energie-

effizienz-/Nachfragesteuerungsmaßnahmen wie der Meerwasserentsalzung für die Trinkwassergewinnung kombiniert

werden.114

Anhand einer eigenen, kundenspezifischen Software identifiziert die GESTO-Studie die Regionen mit dem höchsten theo-

retischen Potential für Pumpspeicherkraftwerke auf Santiago.

Mehrere Standorte wurden sowohl für oberirdische als auch Meerwasser-Pumpspeicherkraftwerke identifiziert. Nach

einer umfassenden Vorstudie wurden vorläufige Machbarkeitsstudien für die drei geeignetsten Standorte durchgeführt.

Alle drei sind oberirdische Pumpspeicherwerke (PSW):

113 The Study of Information Collection and Verification Survey for Renewable Energy Introduction and Grid Stabilization in the Republic of Cabo Verde (Draft Final Report), Japan International Cooperation Agency (JICA), August 2016, S. 404 f. 114 Cape Verde, Pump Storage - Economic and Financial Simulations to Define the Public Private Strategy, Inception Report, Technical Assistance Facility for the SE4ALL Initiative – West and Central Africa, Juni 2016

75


1. PSW Chã Gonçalves

2. PSW Mato Sancho

3. PSW Ribeira dos Picos

Der TAF-Bericht (2014) folgte dieser Auswahl und führte eine weitere Bewertung der drei Standorte aus.

Der letzte TAF-Bericht (2016) weist darauf hin, dass angesichts der Unfähigkeit der PSW, dem System eine rotierende

Reserve zur Verfügung zu stellen, die vorgeschlagenen PSW keine eigenständige Optionen darstellen und daher zweck-

mäßig mit Batterien oder Schwungrädern ergänzt werden müssen.115

Tabelle 20: Wesentliche Merkmale der PSW-Projekte (GESTO 2011)

Eigenschaften Chã Gonçalves Mato Sancho Ribeira dos Picos

Basis-

eigenschaften

Netto Volumen

(tieferer+oberer) 0,7 + 1,0 hm3 0,5 + 1,4 hm3 0,7 + 1,7 hm3

Durchfluss 12 m3/s 10 m3/s 11 m3/s

Bruttofallhöhe 200 m 250 m 210 m

Installierte Kapazität 20 MW 20 MW 20 MW

Maximale Tageslesitung 320 MWh 2.850 MWh 350 MWh

Erwartete Tagesleistung 120 MWh 120 MWh 120 MWh

ø Jahresproduktion 44 GWh 44 GWh 44 GWh

Druckrohr-

leitung

Durchmesser 2.000 mm 1.800 mm 2.000 mm

Länge 1,1 km 1,3 km 1,2 km

Maschinen-

haus

Typ unterirdisch unterirdisch unterirdisch

Pumpturbinen 2 x Francis

Vertikalachse

2 x Francis

Vertikalachse

2 x Francis

Vertikalachse

Übertragungs-

leitung

Spannung 60 kV 60 kV 60 kV

Länge 15 km 8 km 3 km

Geschätzte

Gesamtkosten 39,5 Mio. Euro 41,0 Mio. Euro 39,0 Mio. Euro

Quelle: Cape Verde, Pump Storage - Economic and Financial Simulations to Define the Public Private Strategy, Inception Report, Technical Assistance

Facility for the SE4ALL Initiative – West and Central Africa, June 2016

Der TAF-Bericht von 2014 warf einige Fragen hinsichtlich der von GESTO berechneten Budgetschätzungen auf, insbeson-

dere hielt der Bericht die unterirdischen Bauarbeiten für unterschätzt.

Ferner schlug der TAF-Bericht in 2014 vor, alternative Standorte für die PSW mit Hinblick auf die Kostenminimierung zu

suchen. Hierzu könnte der Einbezug der Nutzung der bestehenden und geplanten dezentralen Bewässerungsdämme im

Rahmen eines Mehrzweckprojektes in Erwägung gezogen werden.

In Bezug auf alternative Standorte nimmt der letzte TAF-Bericht (2016) an, dass die GESTO-Studie von 2011 umfassend

genug war und dass das durchgeführte Auswahlverfahren die geeignetsten Standorte identifiziert hat. Dennoch können

die geschätzten Kosten der Bauarbeiten anhand der genauen Lage der Infrastrukturen eventuell optimiert werden, was in

den nächsten Entwicklungsphasen des Investitionsprojektes berücksichtigt werden kann.

Im Laufe der vorläufigen Evaluierungsmission im Juni 2016 wurde der Entwicklungsstand der bestehenden (und geplan-

ten) dezentralisierten Bewässerungsdämme mit Hinblick auf deren Nutzung im Rahmen eines Mehrzweckprojektes eva-

luiert.

115 Cape Verde, Pump Storage - Economic and Financial Simulations to Define the Public Private Strategy, Inception Report, Technical Assistance Facility for the SE4ALL Initiative – West and Central Africa, Juni 2016

76


Diese Dämme sind für Bewässerungszwecke konzipiert worden. Ihr Betrieb weist einen hohen Wasserverbrauch über das

ganze Jahr auf, was eine vernachlässigbare bzw. eine Null-Marge für andere Verwendungszwecke übriglässt, geschweige

denn, sie als einen wichtigen Teil des Energiesektors einzubeziehen. Die Lösung wäre, entweder die Speicherkapazität zu

erhöhen oder den Bewässerungsverbrauch zu senken.116

Der TAF-Bericht von 2016 führt eine vorläufige Aktualisierung der in 2011 durch die GESTO Studie durchgeführten und

vom TAF-Bericht in 2014 überarbeiteten Investitionsschätzungen auf. Der aktuelle TAF-Bericht geht von denselben vor-

geschlagenen Lösungen aus und aktualisiert lediglich die Beträge des vorherigen TAF-Berichtes hinsichtlich der Inflation

(es wurde eine Inflationsrate von 1,5% angenommen) unter Berücksichtigung von Umwelt- und Sozialabfindungen, die

vorher nicht einkalkuliert wurden.

Tabelle 21: Kostenschätzungen (in Mio. Euro)

PSW GESTO (2011) TAF (2014) TAF (2016) Abfindungen Endbetrag

Chã Gonçalves 39,5 46,3 47,7 + 2,4 50,1

Mato Sancho 40,0 49,5 51,0 + 2,5 53,5

Ribeira dos Picos 39,0 48,0 49,5 + 2,5 51,9

Quelle: Cape Verde, Pump Storage - Economic and Financial Simulations to Define the Public Private Strategy, Inception Report, Technical Assistance

Facility for the SE4ALL Initiative – West and Central Africa, June 2016

Der TAF-Bericht von 2016 hält die bisher durchgeführten Studien für umfangreich genug und vertritt die Auffassung,

dass ein Potential für die Entwicklung von Pumpspeicherwerken auf Santiago in mindestens drei identifizierten Standor-

ten gegeben ist. In den nächsten Entwicklungsstufen soll eine komplette Durchführbarkeitsstudie, einschließlich eines

Umwelt- und Sozialmanagementplans, erarbeitet werden. Desweitern sollen in einer weiteren Phase geotechnische Un-

tersuchungen durchgeführt werden.117

3.4.4. Wasserentsalzung

Die Wasserentsalzung unter Nutzung von erneuerbaren Energien kann heute gegenüber der Entsalzung unter Einsatz

von fossilen Brennstoffen auf Inseln, die hohen Kosten für importierte fossile Brennstoffe ausgesetzt sind, kostenwettbe-

werbsfähig sein. Die Wasserkosten auf Inseln können durch den Einsatz von Entsalzungssystemen auf Basis der Umkehr-

osmose (RO – Reverse Osmosis) reduziert werden. Die Umkehrosmose ist heute die dominierende kommerzielle Entsal-

zungstechnologie, was vor allem auf den geringeren Energiebedarf pro Volumeneinheit an produziertem Trinkwasser

zurückzuführen ist. Die Optionen, die Strom aus erneuerbaren Energien nutzen, können auch die Kosten der Entsalzung

verringern, indem sie den Bedarf der Energieversorgungsnetze an fossilen Brennstoffen verringern.118

Die Wasserentsalzung fällt prinzipiell in zwei Kategorien, nämlich in thermische und membranbasierte Verfahren, die

sich nicht nur technisch, sondern auch in der geographischen Verteilung der Anlagen, der Nutzung und Kosten, des Ener-

gieaufwandes und der Umweltbeeinträchtigungen zum Teil erheblich unterscheiden. Zu den thermischen Verfahren zäh-

len alle Techniken, die auf Verdampfung von Meerwasser und Kondensation des Dampfes beruhen. Hierbei handelt es

sich im Wesentlichen um multi-stage flash (MSF) und multi-effect Destillation (MED). Zu den Membranverfahren zählt

neben der Elektrodialyse (ED) und der Nanofiltration (NF) vor allem die Umkehrosmose.119

116 Cape Verde, Pump Storage - Economic and Financial Simulations to Define the Public Private Strategy, Inception Report, Technical Assistance Facility for the SE4ALL Initiative – West and Central Africa, Juni 2016 117 Cape Verde, Pump Storage - Economic and Financial Simulations to Define the Public Private Strategy, Inception Report, Technical Assistance Facility for the SE4ALL Initiative – West and Central Africa, Juni 2016 118 Vgl. Cape Verde, Pump Storage - Economic and Financial Simulations to Define the Public Private Strategy, S. 28 119 Lattemann S.: Meerwasserentsalzung, 2011, S. 452-458. In: Lozán, Graßl, Hupfer, Karbe & Schönwiese: Warnsig-nal Klima: Genug Wasser für alle?, 3. Auflage 2011, S. 452

77


Mit der stets verbesserten Membranleistung gewinnen sowohl die Umkehrosmose als auch Hybridlösungen, die Umkeh-

rosmose mit der multi-effect bzw. der multi-stage flash Destillation kombinieren, immer mehr Marktanteile.

Etwa 80% des Strombedarfs einer Umkehrosmoseanlage beruht auf den Hochdruckpumpen, die den Druck erzeugen, um

das Meerwasser gegen die Membran zu pressen. Der spezifische Energieaufwand in Anlagen mit einer Kapazität von

55.000 bis 325.000 m3/Tag liegt zwischen 3,8 und 4,5 kWhe/m3. Kleinere Anlagen können einen erheblich höheren

Energieverbrauch aufweisen, welcher durch die kleineren Pumpen und geringere bzw. fehlende Energierückgewinnung

bedingt ist.

Den Umkehrosmoseanlagen wird ein hohes Potential zur direkten Anwendung von erneuerbaren Energien wie Wind-

oder Sonnenenergie zugeschrieben. Der Betrieb der Anlagen soll kontinuierlich erfolgen mit einer reibungsloser Ein- und

Abschaltung in Abhängigkeit des Druckes und des Durchflusses. Somit benötigen Umkehrosmoseanlagen, die durch er-

neuerbare Energiequellen versorgt werden, Energiespeichersysteme (elektrische oder mechanische), um die entsprechen-

den Schwankungen der Stromversorgung auszugleichen.120

Mehrere Kombinationen aus erneuerbaren Energiequellen und Entsalzungstechnologien sind technologisch möglich,

aber nicht alle sind technologisch und ökonomisch tragbar. Was die ausgereifte Technologie und die Kosten betrifft,

scheinen heutzutage die Kombinationen Umkehrosmose-/Photovoltaikanlage und Umkehrosmose-/Windanlage (netzge-

bunden oder isoliert) die attraktivsten zu sein.121

Auf Inseln, die hohe Kosten für die Einfuhr von fossilen Brennstoffen tragen müssen, kann die Wasserentsalzung unter

Anwendung von erneuerbaren Energien kostenmäßig mit der entsprechenden Anwendung von fossilen Brennstoffen kon-

kurrieren. Die Wasserkosten können durch den laufenden Betrieb von Umkehrosmoseanlagen reduziert werden, was vor

allem auf den geringeren Energiebedarf pro Volumeneinheit an produziertem Trinkwasser zurückzuführen ist.

Angesichts der Tatsache, dass die Durchdringungsrate der erneuerbaren Energien in den Stromnetzwerken von Inseln

begrenzt ist, stellt die Meerwasserentsalzung unter Nutzung erneuerbarer Energieträger (Photovoltaik und Wind) eine

alternative Speicherungsmöglichkeit dar. Ein Überschuss an Strom auf dem Netz könnte zur Wasserspeicherung genutzt

werden.122

120 Vgl. Cape Verde, Pump Storage - Economic and Financial Simulations to Define the Public Private Strategy, S. 30 f. 121 Vgl. Cape Verde, Pump Storage - Economic and Financial Simulations to Define the Public Private Strategy, S. 32 122 Vgl. Cape Verde, Pump Storage - Economic and Financial Simulations to Define the Public Private Strategy, S. 40

78


4. Finanzierungsmöglichkeiten

4.1. Überblick

Die Frage nach Umfang, Rahmen und Quellen der erforderlichen Finanzierung für die Anpassung an den Klimawandel

und die Minderung von dessen Folgen bleibt spannend innerhalb der Verhandlungen über den Klimaschutz. Das Univer-

sum der Klimafinanzierungsinstrumente ist breit: Official Development Assistance (ODA) oder Öffentliche Entwicklungs-

zusammenarbeit, ausländische Direktinvestitionen, Kreditinstrumente wie Darlehen sowie Garantien und Offsets (auf

dem Kohlenstoffmarkt). Nicht all diese Instrumente stehen im Einklang mit dem Konzept der Klimafinanzierung im Rah-

men der Klimarahmenkonvention der Vereinten Nationen über Klimaänderungen UNFCCC, da sie die Verpflichtungen

der entwickelten Länder nach Artikel 4 (Verpflichtungen) und 11 (Finanzierungsmechanismen) des Übereinkommens

nicht entsprechen. Die Palette der Instrumente, die am deutlichsten die Anforderungen des Übereinkommens erfüllen,

umfasst in erster Linie öffentliche Mittel wie Zuschüsse, die Zuschusskomponente von Krediten und mögliche Subventi-

onskomponenten von Krediten.123

Die UNFCCC legt einen klaren und transparenten Rahmen für die Verteilung und Bereitstellung von Finanzmitteln im

Bereich des Klimaschutzes für Entwicklungsländer, um deren Anpassungs- und Eindämmungsmaßnahmen zu unterstüt-

zen. Dieser Rahmen basiert auf der Einrichtung eines Finanzierungsmechanismus „zur Bereitstellung finanzieller Mittel

in Form unentgeltlicher Zuschüsse oder zu Vorzugsbedingungen, auch für die Weitergabe von Technologie“ (Artikel 11,

Absatz 1). Ferner sieht Artikel 11 vor, dass der Finanzierungsmechanismus „unter Aufsicht der Konferenz der Vertrags-

parteien arbeitet und dieser gegenüber verantwortlich ist; die Konferenz der Vertragsparteien entscheidet über seine Poli-

tiken, seine Programmprioritäten und seine Zuteilungskriterien im Zusammenhang mit dem Übereinkommen. Die Erfül-

lung seiner Aufgaben wird einer oder mehreren bestehenden internationalen Einrichtungen anvertraut.“124

Mit der Erfüllung der Aufgaben des Finanzierungsmechanismus sind heute zwei unabhängigen Einrichtungen betraut,

die Global Environment Facility (GEF) und der Green Climate Fund (GCF), der formal in der COP-16 in Cancún (2010)

eingerichtet wurde.

Zur Unterstützung der Konferenz der Vertragsparteien (COP) in der Funktionsweise des Finanzierungsmechanismus und

der Rationalisierung der Finanzmittelströme wurde der Standing Committee on Finance (Ständiger Finanzausschuss)

gegründet (COP-16, Cancún, 2010).

Die globale Umweltfazilität (GEF) wurde von der COP als operative Einrichtung mit der Erfüllung der Aufgaben des Fi-

nanzmechanismus seit 1994 betraut. Die Erwartung bestand darin, finanzielle Mittel in Form unentgeltlicher Zuschüsse

oder zu Vorzugsbedingungen bereitzustellen, inklusive für den Technologietransfer. Sie funktioniert unter der Leitung

der COP und ist der COP Rechenschaft schuldig, welche ihre Politik, Programmprioritäten und Förderfähigkeit in Über-

einstimmung mit der Konvention festlegen soll.

Zunächst wurden die Mittel für die Schwerpunktbereiche des Klimaschutzes aus dem Betrieb des Treuhandfonds von der

GEF ausgezahlt. Im Laufe der Jahre hat die COP eine Reihe von Fonds eingerichtet (der Adaptation Fund, der Least De-

veloping Countries Fund, LDCF, und der Special Climate Change Fund, SCCF) mit der spezifischen Absicht, den Finan-

zierungsmittelfluss im Rahmen der GEF für Anpassungs- und Klimaschutzmaßnahmen in den Entwicklungsländern zu

erhöhen und den Technologietransfer zwischen Industrie- und Entwicklungsländern sowie die technologische Entwick-

lung in den Entwicklungsländern zu beschleunigen.

Die GEF wird durch eine Wiederauffüllungsperiode im 4-Jahres-Zyklus auf freiwilliger Basis finanziert. Sie befindet sich

in der sechsten Wiederauffüllungsperiode (1. Juli 2014 – 30. Juni 2018). Die Beiträge stammen in erster Linie aus den

123 Williams, Mariama (2016): Gender and Climate Change Financing: Coming out of the margin, Routledge IAFFE Advances in Feminist Economics 124 Rahmenübereinkommen der Vereinten Nationen über Klimaänderungen, Artikel 11 (1)

79


OECD-Ländern, aber auch Brasilien, China, Indien, Nigeria und Südafrika haben Mittel für die sechste Wiederauffül-

lungsperiode zugesichert.

Um den Bedenken der Entwicklungsländer über die geringe Finanzausstattung für Anpassungsmaßnahmen seitens der

GEF Rechnung zu tragen, wurde unter Anleitung der COP die Strategic Priority for Adaptation (SPA) im Jahr 2004 ent-

wickelt. Sie galt als bahnbrechende Initiative und diente der Unterstützung von Pilot- und Demonstrationsprojekten, die

auf lokaler Ebene echte Vorteile boten und in die nationale Politik und nachhaltige Entwicklungsplanung integriert wer-

den könnten.

Über die SPA stellte die GEF 50 Mio. USD zur Finanzierung von 26 Projekten zur Verfügung, welche zur Einholung von

weiteren 649 Mio. USD als Ko-Finanzierung beitrugen. Inzwischen wurde das SPA-Portfolio abgeschlossen und der

Fonds eingestellt.

Einige Projekte zur Anpassung an den Klimawandel werden unter dem Dach des Small Grants-Programm (SGP) finan-

ziert, welches von der GEF zusammen mit dem Entwicklungsprogramm der Vereinten Nationen verwaltet wird. Das SGP

wurde im Jahr 1992 gegründet, um auf örtliche Gemeinschaften ausgerichtete Projekte bis 50.000 USD zu fördern und

technische Unterstützung zu leisten. Das SGP ist für Länder mit geringen Kapazitäten, insbesondere SIDS und LDCs, be-

stimmt und ist so flexibel gestaltet, dass es auf die Bedürfnisse der Entwicklungsländer reagieren kann.

Die GEF hat bislang systematisch die Finanzierungsprioritäten auf folgende strategische Ziele als Mittel, die Kohlenstoff-

speicher zu schützen und die Treibhausgasemissionen zu verringern, gesetzt:

Förderung der Energieeffizienz in Wohn- und Geschäftsgebäuden,

Förderung der Energieeffizienz in den Industriesektoren,

Förderung von marktorientierten Maßnahmen für erneuerbare Energien,

Förderung der nachhaltigen Energieerzeugung aus Biomasse,

Förderung des Flächennutzungsmanagements, der Änderung der Flächennutzung und der Forstwirtschaft.

In der fünften GEF-Periode zwischen 2010 und 2014 (GEF-5) wurden ca. 1,3 Mrd. USD (von 4,34 Mrd. USD an Finanzie-

rungsmitteln) dem Schwerpunktbereich Klimaschutz zugewiesen.

Seit der Gründung der GEF haben die Entwicklungsländer beharrlich ihre Unzufriedenheit mit der GEF über die COP

geäußert. Die Ursachen dieser Unzufriedenheit lagen in erster Linie in dem unzureichenden Abfluss von Ressourcen und

in dem langwierigen und komplexen Genehmigungsverfahren. Auch die Definition der Begriffe „zusätzliche Kosten“ und

„Zusätzlichkeit“ seitens der GEF sorgte für Spannungen.125

Ein weiterer Grund zur Auseinandersetzung zwischen der GEF und den Entwicklungsländern lag in der Bedingung der

Einbringung von globalen Vorteilen bei der GEF-Projektfinanzierung. Anpassungsmaßnahmen haben von Natur aus kei-

nen direkten globalen Nutzen. Ferner stellte die Anforderung einer Ko-Finanzierung eine Benachteiligung für die armen

und am wenigsten entwickelten Länder dar und schränkte deren Fähigkeit ein, Anpassungs-und Eindämmungsmaßnah-

men zu unternehmen.

Um diesen Anliegen nachzugehen, richtete die COP den Least Developed Countries Fund (LDCF) und den Special Cli-

mate Change Fund (SCCF), den Adaptation Fund und zuletzt den Green Climate Fund (GCF) ein.

Sowohl die SCCF als auch die LDCF sind auf Projekte mit klaren Entwicklungszielen ausgerichtet, wie Sicherung der Nah-

rungsmittelversorgung, Zugang zu Trinkwasser und Bewässerung, Katastrophenschutz und die Kontrolle der Verbreitung

von Krankheiten wie Malaria und Dengue-Fieber.

125 Williams, Mariama (2016): Gender and Climate Change Financing: Coming out of the margin, Routledge IAFFE Advances in Feminist Economics

80


Im Gegensatz zu den Aktivitäten des GEF-Treuhandfonds sind der SCCF und der LDCF im Wesentlichen auf das Erzielen

von lokalen Vorteilen fokussiert und müssen keine Anforderungen bezüglich globaler Umweltvorteile erfüllen. Allerdings

leiden beide Fonds unter begrenzten Finanzierungsmitteln und Nachhaltigkeitsaspekten in der Erfüllung der Bedürfnisse

der Entwicklungsländer.

Auf internationaler Ebene bündelt die UN-Klimarahmenkonvention (UNFCCC) die Bemühungen gegen die Bedrohungen

des Klimawandels. Aber im Laufe der Zeit haben viele andere internationale Institutionen Arbeit in klimabezogenen Fra-

gen geleistet. Tatsächlich hat eine Studie aus dem Jahr 2011126 mehr als sechzig Institutionen identifiziert, die eine ge-

wisse Governance-Funktion ausführen. Dazu gehören internationale Organisationen wie die Internationale Seeschiff-

fahrts-Organisation (IMO), die Internationale Zivilluftfahrt-Organisation (ICAO) und die Weltbank sowie privat geför-

derte Initiativen wie das Treibhausgasprotokoll (Greenhouse Gas Protocol) und Public-Private-Partnerschaften. Zusam-

men bilden diese Institutionen, was einige einen „Transnationalen Regimekomplex“ („transnational regime complex”) in

Bezug auf dem Klimaschutz genannt haben.127

Diese Ausbreitung von transnationalen Institutionen gestaltet die Steuerung verschiedener Themenbereiche um, ein-

schließlich Umweltschutz, Klimawandel und andere Nachhaltigkeitsfragen. Das Ergebnis ist ein äußerst komplexes insti-

tutionelles Umfeld. Das grenzüberschreitende Klimaschutzsystem ist fragmentiert oder polyzentrisch: Zuständigkeiten,

wie die Festlegung von Regeln und die Finanzierung öffentlicher Güter werden auf mehrere Organisationen verteilt, die

wiederum verschiedene Zugehörigkeiten haben und auf unterschiedlichen Ebenen arbeiten. Das System ist ebenso de-

zentralisiert: Die meisten Organisationen wurden von bestimmten Gruppen von der Basis aus aufgebaut und verfolgen

ihre individuellen Ziele mit wenig oder gar keiner zentralen Koordination.128

Die Bewältigung des Problems des Klimawandels außerhalb der UNFCCC ist somit mit Risiken, aber auch mit Chancen

verbunden. Auf der einen Seite können die auf verschiedene Foren in Bruchstücken verteilten Bemühungen die Mobili-

sierung einer starken globalen Aktion erschweren, auf der anderen, angesichts des Umfanges und der Komplexität der

Klimaproblematik kann die Vorgehensweise in einer kleineren Dimension über kleinere Foren gezielte Fortschritte in

naher Zukunft erreichen und zum Aufbau einer stärkeren globalen Antwort auf die klimatischen Herausforderungen bei-

tragen. Außerdem können diverse Ansätze das Fehlschlagrisiko verringern, zumal der Erfolg jedes einzelnen Verhand-

lungsprozesses – einschließlich die UNFCCC – mit Unsicherheiten behaftet ist.

Weitere Argumente, die eine Bekämpfung der Klimaproblematik über verschiedene multilaterale Foren befürworten, lie-

gen in den best practices auf dieser Ebene. Einige Institutionen erzielten nachweisliche Erfolge, wie das Montrealer Pro-

tokoll über Stoffe, die zu einem Abbau der Ozonschicht führen (Montreal Protocol on Substances that Deplete the Ozon

Layer), in dessen Rahmen verschiedene Arbeitsbeziehungen aufgebaut wurden, die das Vertrauen und die Kooperation

stärken.

Institutionen, die auf bestimmte Branchen fokussiert sind, wie die IMO und die ICAO, haben eine starke Tradition in der

Zusammenarbeit, was eine Einigung leichter voranbringen und sektorenspezifische Antworten ermöglichen kann.

Einige Institutionen haben Verfahrensregeln, die eine Einigung näherrücken lassen. Im Gegensatz zu der Konsensregel

innerhalb der UNFCCC können beispielsweise in der IMO Entscheidungen mit qualifizierter Mehrheit gefasst werden.

Nach dem kurzen Einblick in die Komplexität des internationalen Klimaschutzsystems wird sich dieser Bericht lediglich

mit den wichtigsten Fonds, innerhalb und außerhalb des Rahmens der UNFCCC, befassen.

126 Bulkeley H et al. (2011): Governing Climate Change Transnationally: Assessing the Evidence from a Survey of Sixty Initiatives 127 Abbott, Kenneth W. (2011): The Transnational Regime Complex for Climate Change, S. 2 128 Abbott, Kenneth W. (2011): The Transnational Regime Complex for Climate Change, S. 2

81


4.2. Finanzierungsinstrumente im Rahmen der UNFCCC

4.2.1. Global Environment Facility

Die Globale Umweltfazilität (GEF) wurde im Oktober 1991, im Vorfeld des Erdgipfels Rio 92, innerhalb der Internationa-

len Bank für Wiederaufbau und Entwicklung als ein Pilotprogramm zum Schutz der globalen Umwelt und somit zur För-

derung einer umweltfreundlichen und nachhaltigen Entwicklung gegründet. Der Beschluss zur Gründung des Fonds

wurde von der Weltbank, dem Entwicklungsprogramm der Vereinten Nationen (UNDP) und dem Umweltprogramm der

Vereinten Nationen (UNEP) getroffen.

Im April 1992 wurde der Fonds umstrukturiert mit dem Ziel, die GEF als eine der Hauptmechanismen für die globale

Umweltfinanzierung zu etablieren, eine transparente und demokratische Regierungsführung zu gewährleisten und eine

allgemeine Beteiligung zu fördern. Ferner wurde bei der Umsetzung eine umfassende Zusammenarbeit unter UNDP,

UNEP und der Weltbank vorgesehen sowie ein Evaluationsprozess, um von den gesammelten Erfahrungen zu profitieren.

Das Instrument for the Establishment of the Restructured Global Environment Facility wurde im März 1994 in Genf an-

genommen.

Basierend auf der Partnerschaft zwischen den Durchführungsstellen und als ein Mechanismus für die internationale Zu-

sammenarbeit stellt die GEF Mittel für die folgenden Bereiche zur Verfügung: Klimawandel, Biodiversität, Landdegradie-

rung/Wüstenbekämpfung/Abholzung von Wäldern, Internationale Gewässer und Chemikalien (Abbau der Ozonschicht,

langlebige organische Schadstoffe, Quecksilber).

Die GEF dient der Finanzierung von Programmen und Projekten, die länderbezogen sind und auf der Grundlage nationa-

ler Prioritäten im Rahmen der nachhaltigen Entwicklung konzipiert wurden. Ihre Tätigkeit soll unter Beachtung der

Wirtschaftlichkeit ausgeübt werden, aber gleichzeitig genügend flexibel sein, um auf sich ändernde Umstände bei der

Zielverfolgung angemessen reagieren zu können.

Seit ihrer Gründung hat die GEF 14,5 Mrd. USD in Form von Zuschüssen zur Verfügung gestellt und eine zusätzliche Fi-

nanzierung in Höhe von 75 Mrd. USD zur Förderung von fast 4.000 Projekten mobilisiert. Die GEF führt internationale

Partnerschaften in 183 Ländern mit internationalen Institutionen, Organisationen der Zivilgesellschaft sowie dem priva-

ten Sektor.

In der Anfangsphase des GEF oblag die Hauptverantwortung für die Implementierung von GEF-Projekten drei Organisa-

tionen, nämlich der Weltbank, dem Entwicklungsprogramm der Vereinten Nationen United Nations Development Pro-

gramme (UNDP) und dem Umweltprogramm der Vereinten Nationen United Nations Environment Programme

(UNEP). Daneben werden GEF-Projekte zunehmend auch von den sog. GEF-Agenturen, eine davon ist die United Na-

tions Industrial Development Organization (UNIDO), sowie weiteren multilateralen Organisationen durchgeführt. Diese

Institutionen werden nach dem Grundsatz des komparativen Vorteils und der Kosteneffizienz eingesetzt.

Innerhalb dieses Rahmens kommen den drei Hauptorganisationen fest umrissene Rollen zu: Die Weltbank ist für die

Verwaltung der Fazilität und für Investitionsprojekte zuständig; sie übernimmt ferner die Rolle des Treuhandfonds-Ver-

walters. Dem UNDP obliegt die Verantwortung im Bereich der technischen Hilfe. Im Rahmen seines weltweiten Büronet-

zes trägt es ebenfalls dazu bei, anhand von Investitionsuntersuchungen, die vor dem Investitionszeitpunkt erfolgen, Pro-

jekte zu identifizieren. Zudem ist es mit der Leitung des Small Grants Programme („kleines Beihilfeprogramm“) für

Nichtregierungsorganisationen betraut. Das UNEP stellt sowohl das Sekretariat für das Wissenschaftliche und Techni-

sche Beratungsgremium Scientific and Technical Advisory Panel (STAP) als auch das umweltpolitische Fachwissen für

die GEF-Abwicklung bereit.

Unter den 18 Durchführungspartnern (10 GEF-Agenturen und 8 GEF-Projektträger, sog. GEF Project Agencies) sind die

Afrikanische Entwicklungsbank (AfDB), die Europäische Bank für Wiederaufbau und Entwicklung (EBRD), die Ernäh-

rungs- und Landwirtschaftsorganisation der Vereinten Nationen (FAO), der Internationale Fonds für landwirtschaftliche

82


Entwicklung (IFAD), die Weltnaturschutzunion (IUCN), das Entwicklungsprogramm der Vereinten Nationen (UNDP),

das Umweltprogramm der Vereinten Nationen (UNEP), die Organisation der Vereinten Nationen für industrielle Ent-

wicklung (UNIDO), die Westafrikanische Bank für Entwicklung (BOAD), die Weltbankgruppe (WBG) und der World

Wildlife Fund U.S. (WWF).

Die GEF unterstützt Regierungsbehörden, Organisationen der Zivilgesellschaft, private Unternehmen, Forschungsein-

richtungen unter einer breiten Vielfalt potentieller Partner bei der Umsetzung von Projekten und Programmen in den

Empfängerländern.

Die Zugangsmöglichkeiten zu einer GEF-Finanzierung sind vielfältig. Im Folgenden werden die wichtigsten Schritte zur

Einreichung eines Projektvorschlages beschrieben:

1. Kontaktaufnahme mit dem „Operational Focal Point“ (OFP) im Land. Der Operational Focal Point (OFP) ist für die

Überprüfung und Billigung von Projekten unter Berücksichtigung der nationalen Prioritäten verantwortlich. So ist

der OFP die erste Anlaufstelle, um den Vorschlag zu erörtern. Der OFP hat eine Vermittler- und Koordinationsfunk-

tion hinsichtlich aller GEF-bezogenen Aktivitäten innerhalb des Landes.

2. Erfüllung der Zulassungskriterien:

Das Projekt muss in einem förderfähigen Land durchgeführt werden.

Das Projekt muss länderbezogen sein und im Einklang mit den nationalen Prioritäten und Programmen im

Sinne einer nachhaltigen Entwicklung stehen.

Das Projekt muss sich mit einem oder mehreren GEF-Schwerpunktbereichen befassen.

Nach dem sog. Zusatzkostenprinzip finanziert die GEF nur die Kosten, die einem Projekt durch Rücksicht auf

globale Umweltschutzinteressen zusätzlich entstehen.

Das Projekt muss von dem „Operational Focal Point“ des jeweiligen Landes bestätigt werden.

Das Projekt muss unter Einbeziehung der Öffentlichkeit konzipiert und umgesetzt werden.

3. Auswahl einer GEF-Agentur. Die GEF-Agentur ist für die Entwicklung und Umsetzung der Projekte und Programme

verantwortlich und steht als Partner dem Antragsteller in allen Projektphasen zur Seite.

4. Auswahl einer Modalität. Die GEF stellt Finanzierungmittel in vier Modalitäten bereit: full-sized und mittlere Pro-

jekte sowie Befähigungsaktivitäten und -programme. Der Antragsteller soll den geeigneten Modus der Finanzie-

rungshilfe auswählen und den Antrag entsprechend formulieren.

Ein wesentliches Merkmal der GEF-Finanzierung im Bereich des Klimawandels liegt in der Zuordnung von bestimmten

Beträgen für verschiedene Entwicklungsländer. Demnach werden die Vorschläge der jeweiligen Länder in den entspre-

chenden Schwerpunktbereichen entwickelt und der GEF unterbreitet. Die GEF-Projekte werden von den Gastländern in

Kooperation mit einer oder mehreren der zehn GEF-Agenturen entwickelt. Der Antrag erfolgt unter Vorlage eines Formu-

lars zur Identifizierung des Projektes (Project Identification Form – PIF) beim GEF-Sekretariat über eine GEF-Agentur

mit einem Befürwortungsschreiben des Operational Focal Point im Gastland.

Seit seinem Beitritt zum GEF hat Kap Verde 20,2 Mio. USD von diesem Fonds bekommen, die zusätzliche Mittel in Höhe

von etwa 93,6 Mio. USD als Ko-Finanzierung für 15 nationale Projekte eingebracht haben.

Kap Verde nahm ebenfalls an 17 vom GEF finanzierten regionalen und globalen Projekten mit einer Gesamtsumme von

202,9 Mio. USD teil, welche zusätzliche Ko-Finanzierungen in Höhe von 482,3 Mio. USD herbeigeführt haben.

In der Finanzierungsperiode GEF-6 zwischen Juli 2014 und Juni 2018 wurden den Kap Verden Mittel in Höhe von

6,66 Mio. USD zugewiesen, 2 Mio. USD für Projekte im Bereich Klimawandel, 3,41 Mio. USD für Biodiversität und

1,25 Mio. USD auf dem Gebiet Landdegradierung.

83


Kontakte auf den Kap Verden

Political Focal Point

Herr Julio LIMA

Ministerium für Landwirtschaft und Umwelt

Praia, Cabo Verde

Tel: +238 333 7171

E-Mail: [email protected], [email protected]

Operational Focal Point

Herr Alexandre Nevsky Medina GOMES RODRIGUES

Ministerium für Landwirtschaft und Umwelt

Praia, Cabo Verde

Tel: +238 333 7171

E-Mail: [email protected], [email protected]

4.2.2. GEF-Small Grants Programme (GEF-SP)

Das GEF-Small Grants-Programm (GEF SGP) bietet finanzielle und technische Unterstützung für Gemeinden und Orga-

nisationen der Zivilgesellschaft (CSO) an, in Übereinstimmung mit dem übergeordneten Ziel, „globale, ökologische Vor-

teile durch kommunale Initiativen und Maßnahmen sicherzustellen“.

Das Programm wurde im Jahr 1992 eingeführt mit der Überzeugung, dass die von den Gemeinden und der Zivilgesell-

schaft durchgeführten Initiativen und Maßnahmen nicht nur einen ökologischen Nutzen erzielen können, sondern gleich-

zeitig eine nachhaltige Lebensgrundlage und die lokale Eigenständigkeit fördern und sich somit als einer der wirksamsten

Ansätze erwiesen haben, um die weltweiten ökologischen Herausforderungen zu bewältigen.

Das SGP-Programm gewährt kleine Finanzhilfen bis zu einem Höchstwert von 50.000 USD, in der Praxis liegen die fi-

nanzierten Beträge durchschnittlich zwischen 20.000 und 25.000 USD.

Um einen größeren Anwendungsrahmen zu verschaffen und Initiativen zu unterstützen, die eine größere Anzahl von Ge-

meinden in kritischen ländlichen Gebieten oder Küstengebieten umfassen, wurde das Programm um einen Rahmen stra-

tegischer Projekte ergänzt, welcher Finanzierungen bis 150.000 USD ermöglicht.129

Die kleinen Finanzhilfen erlauben insbesondere den armen und gefährdeten Gemeinden und Organisationen der Zivilge-

sellschaft einen angemessenen Zugang zu Krediten, indem sie den Aufbau von ihren Kapazitäten fördern, während das

Programm selber neue Technologien und Methoden unter einem kalkulierten Risiko testen und nach Bedarf innovieren

kann.

Jedes SGP-Länderprogramm hat einen sektorenübergreifenden Nationalen Lenkungsausschuss National Steering Com-

mittee (NSC). Der Ausschuss sichert eine für das Land angemessene Implementierung des SGP und gibt der Zivilgesell-

schaft die Möglichkeit, die Federführung und den Aufbau von Kapazitäten in der Verwaltung eines nationalen Pro-

gramms zu übernehmen. Starke NSCs fördern gemeinsame Anstrengungen und dienen als nützliche Plattformen für den

Dialog zwischen den Organisationen der Zivilgesellschaft und der jeweiligen Regierung sowie für die Beratung in GEF-

Angelegenheiten.130

129 GEF: GEF Small Grants Programme, 2016, https://www.thegef.org/topics/gefsgp, abgerufen am 13.02.2017 130 SGP: ORGANIZATIONAL STRUCTURE, 2012, https://sgp.undp.org/index.php?option=com_content&view=article&id=100&Itemid=225#.WKQs-juLRPY, abgerufen am 13.02.2017

mailto:[email protected]




https://www.thegef.org/topics/gefsgp

https://sgp.undp.org/index.php?option=com_content&view=article&id=100&Itemid=225#.WKQs-juLRPY


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Das SGP-Programm begann seine Tätigkeit auf den Kap Verden im Jahr 2009. Seitdem wurden 100 Projekte in den Be-

reichen Biodiversität, Bodendegradation, Klimaschutz, gemeindeorientierte Anpassung, internationale Gewässer und

Chemikalien mit einem Gesamtzuschuss von 2.418.175 USD, einer Ko-Finanzierung in bar von 740.402 USD und in Sach-

leistungen von 1.300.624 USD unterstützt.131

Unter den geförderten Projekten im Bereich Klimaschutz seien Folgende näher beschrieben:

Förderung von Erneuerbare-Energie-Anlagen kleiner und mittlerer Größe auf den Kap Verden132

Dieses Projekt fördert die Stromproduktion und -versorgung zweier abgelegener Gemeinden von ca. 800 Einwohnern in

Ribeira Alta und Figueiras auf der Insel Santo Antão. Unter Einbeziehung der lokalen Verbände und in Zusammenarbeit

mit dem ECOWAS – Centre for Renewable Energy and Energy Efficiency (ECREEE) hat die Kommune Ribeira Grande

ein elektrisches Solar/Diesel-Hybridsystem für die Ortschaft konzipiert. Die lokalen Verbände haben ihrerseits die Unter-

stützung und Kooperation des GEF SGP beantragt. Das Projekt wird zu 30% unter dem vom ECREEE umgesetzten Pro-

gramm „SPWA-CC Promoting market based development of small to medium scale renewable energy systems in Cape

Verde“, zu 36% von der Gemeinde Ribeira Grande, der Generaldirektion für Energie und den beiden betroffenen Gemein-

den und zu 34% vom GEF SGP finanziert.

Zuwendungsempfänger: Associação dos Municípios de Santo Antão

Zuwendungsbetrag: USD 150.000,00

Ko-Finanzierung (Geldleistung): USD 254.880,40

Ko-Finanzierung (Sachleistungen): USD 137.969,20

Beginn: April 2015

Fertigstellung: September 2016

Status: aktuell noch in Ausführung

Projekt für eine saubere Energie für die „Resistentes do Planalto Norte“133

Die Gemeinde Chã do Feijoal gehört zur Kommune Porto Novo auf der Insel Santo Antão und ist 36 km von der Stadt

Porto Novo entfernt. Sie umfasst 15 Familien und 62 Einwohner. Obwohl Chã de Feijoal mit 9 Stunden Sonnenschein am

Tag ein hohes Energiepotential hat, wurde die Ortschaft aufgrund der Isolierung bis vor kurzem nicht mit Strom versorgt.

Der Ortsverband hat in Kooperation mit der Stadtverwaltung Porto Novo und dem CERMI – Centre of Renewable Energy

and Industrial Maintenance of Cabo Verde eine integrierte PV-Anlage mit 5 kW für die Stromversorgung erfolgreich im-

plementiert.

Zuwendungsempfänger: Associação Luz Verde de Norte




Beginn: Januar 2014

Fertigstellung: Januar 2015

PV-Anlage zur Versorgung einer Wasserpumpe für die Tropfbewässerung134

Ribeira da Cruz gehört zur Stadt Porto Novo und ist der größte Gemüselieferant des Stadtmarktes und der naheliegenden

Insel São Vicente. Wasser und Energie sind wichtige Faktoren für den Lebensunterhalt dieser Gemeinde, da sie haupt-

sächlich eine auf Mikrobewässerungstechniken basierende Landwirtschaft betreibt. Das Wasser wird von der Gemeinde

131 SGP: CAPE VERDE, 2012, https://sgp.undp.org/index.php?option=com_countrypages&view=countrypage&country=32&Itemid=271, abgerufen am 13.02.2017 132 SGP: Photovoltaic System to Pump Water for Drip Irrigation, 2012, https://sgp.undp.org/index.php?option=com_sgpprojects&view=projectde-tail&id=23114&Itemid=272, abgerufen am 13.02.2017 133 SGP: Photovoltaic System to Pump Water for Drip Irrigation, 2012, https://sgp.undp.org/index.php?option=com_sgpprojects&view=projectde-tail&id=23114&Itemid=272, abgerufen am 13.02.2017 134 SGP: Photovoltaic System to Pump Water for Drip Irrigation, 2012, https://sgp.undp.org/index.php?option=com_sgpprojects&view=projectde-tail&id=23114&Itemid=272, abgerufen am 13.02.2017

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verwaltet und kommt aus zwei Quellen. Das Wasser wird von beiden Quellen in Wassertanks elektrisch gepumpt. Die

hohen Stromkosten schlugen sich mit 2.200 USD/Monat auf die Stromrechnung nieder. Das Projekt sah die Montage

einer PV-Anlage vor, um mindestens 50% des Stromverbrauches der Wasserpumpen abzudecken und somit die Wasser-

und Stromkosten zu senken, mit unmittelbaren Auswirkungen auf die Einnahmen der 70 Bauern. Das System wurde von

dem Bauernverband aus Ribeira da Cruz umgesetzt, welcher auch die Überwachung und Verwaltung übernimmt. Das

Projekt wurde im Juni 2014 fertig gestellt.

Zuwendungsempfänger: Associação de Agricultores de Ribeira da Cruz




Beginn: Januar 2014

Fertigstellung: Juni 2014

Station zur Produktion von Wind- und Sonnenenergie135

Das Projekt beinhaltete ein System zur Produktion von sauberer Energie in Xaxa, einer kleinen ländlichen Gemeinde auf

der Insel Santiago, die keine Stromversorgung hatte und somit auf fossile Brennstoffe zur Stromproduktion angewiesen

war. Das Projekt wurde anhand einer Partnerschaft zwischen dem Nationalpark der Serra da Malagueta, dem Verband

der Freunde der Serra da Malagueta, einem lokalen Unternehmer und der Generaldirektion für Energie umgesetzt.

Zuwendungsempfänger: Associação dos Amigos para Desenvolvimento Comunitário de Xaxa




Beginn: Januar 2014

Fertigstellung: März 2015

Das Landesstrategieprogramm zur Umsetzung der operationellen Phase 6 (2014-2018) wird derzeit erstellt.


Nationale Koordination des GEF SP auf den Kap Verden

Nationaler Koordinator: Ricardo Monteiro

Tel: +238 260 96 88

E-Mail: [email protected]

Programmassistentin: Eveline Tavares

Tel: +238 260 96 86

Fax: +238 262 1404


Adresse: Avenida OUA - CP. 62 - Achada Santo António

Praia, Santiago - República de Cabo Verde

Website: http://www.gefsgp.org.cv/

135 SGP: Photovoltaic System to Pump Water for Drip Irrigation, 2012, https://sgp.undp.org/index.php?option=com_sgpprojects&view=projectde-tail&id=23114&Itemid=272, abgerufen am 13.02.2017



http://www.gefsgp.org.cv/

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4.2.3. Least Developed Countries Fund (LDCF)

Im Jahr 2001 führte die COP-7 der UNFCCC in Marrakesch den Least Development Climate Fund (LDCF) ein, um den

speziellen Bedürfnissen der am wenigsten entwickelten Länder im Rahmen der Klimakonvention entgegenzukommen

und sie zu finanzieren.

Der Fonds setzt die Vorbereitung und Umsetzung eines Nationalen Aktionsprogrammes für Anpassung, sog. National

Adaptation Programs of Action (NAPAs), voraus. Diese Aktionsprogramme spiegeln landeseigene Strategien wider und

identifizieren dringende und unmittelbare Bedürfnisse der LDCs bezüglich der Anpassung an den Klimawandel. Die Ziel-

sektoren umfassen Wasser, Landwirtschaft und Ernährungssicherheit, Gesundheit, Katastrophenrisikomanagement und

-prävention, Infrastruktur und empfindliche Ökosysteme. Das LDCF setzt seinen Schwerpunkt auf Maßnahmen, die die

Anfälligkeit der durch den NAPA-Prozess identifizierten Schlüsselsektoren verringern und finanziert dabei die Anpas-

sungsaktivitäten, die konkrete Ergebnisse für die Unterstützung benachteiligter Gemeinschaften liefern.136

Auf den Kap Verden wurde ein Projekt im Wassersektor vom LDCF unterstützt, allerdings rückte Kap Verde im Dezem-

ber 2007 von der Liste der am wenigsten entwickelten Länder auf.

4.2.4. Special Climate Change Fund (SCCF)

Die COP-7 in Marrakesch führte im Jahr 2001 einen weiteren Fonds ein, um Anpassungsmaßnahmen und Technologie-

transfers in alle Entwicklungsländer zu unterstützen, die Mitglieder der UNFCCC sind.

Der Fonds finanziert Aktivitäten, Programme und Maßnahmen in Zusammenhang mit dem Klimawandel als eine Ergän-

zung zu den von der GEF - Global Environmental Facility definierten Schwerpunkten in den folgenden vier Bereichen:

Anpassung an den Klimawandel.

Technologietransfer mit Schwerpunkt, jedoch nicht beschränkt, auf umweltverträgliche Technologien, insbesondere

Technologien zur Verringerung der Treibhausgasemissionen oder deren Konzentration in der Atmosphäre.

Unterstützung von sechs spezifischen Sektoren: Energie, Transport, Industrie, Land-, Forstwirtschaft und Abfallent-

sorgung.

Wirtschaftliche Diversifizierung für Länder mit einer starken Abhängigkeit von fossilen Brennstoffen.137

In allen vier Bereichen ist „Anpassung“ der Schlüsselbegriff und oberste Priorität. Die aktuelle Strategie umfasst Anpas-

sungsprogramme bezüglich der ersten beiden Bereiche, das SCCF-Anpassungsprogramm (SCCF-A) und das Technologie-

transfer-Programm (SCCF-B).

Der SCCF hat ein erhebliches Potential, um die Anpassungsbedürfnisse der gefährdeten Länder anzugehen. Im Gegensatz

zum LDCF, welcher auf die unmittelbaren Bedürfnisse der am wenigsten entwickelten Länder ausgerichtet ist, steht der

SCCF für alle gefährdeten Entwicklungsländer zur Verfügung.138

Die Anträge auf Finanzierung durch den SCCF überschreiten die verfügbaren Mittel, weshalb ein Vorauswahlverfahren

zur Identifizierung und Prioritätensetzung der geeigneten Projekte eingeführt wurde. Damit soll gewährleistet werden,

dass die Anzahl und Dimension der Projekte, die in dem formalen Zyklus eintreten, den verfügbaren Mitteln entsprechen.

Im Rahmen des Vorauswahlverfahrens werden Kriterien, wie die Qualität der Projekte bzw. Programme, die ausgewo-

gene Verteilung der Fondsmittel unter den teilnahmeberechtigten Ländern, die gerechte Verteilung unter Regionen, die

136 GEF: Least Developed Countries Fund – LDCF, 2016, https://www.thegef.org/topics/least-developed-countries-fund-ldcf, abgerufen am 13.02.2017 137 Global Environment Facility: Evaluation of the GEF Special Climate Change Fund (SCCF), Approach Paper, 31.05.2011, S. 4 f. 138 Global Environment Facility: GEF Programming on Adaptation to Climate Change, Oktober 2014, S. 37

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ausgewogene Unterstützung aller prioritären Sektoren und die ausgewogene Verteilung unter den GEF-Agenturen nach

Maßgabe der komparativen Vorteile in Betracht gezogen.

Für die Projektvorbereitung stehen auch Finanzierungsmittel zur Verfügung.139

4.2.5. Adaptation Fund (UN-Anpassungsfonds)

Der Anpassungsfonds finanziert Projekte und Programme zur Unterstützung von gefährdeten Gemeinden in den Ent-

wicklungsländern bei der Anpassung an den Klimawandel. Die Initiativen richten sich nach den Bedürfnissen und Priori-

täten des jeweiligen Landes.

Seit seiner Gründung im Jahr 2010 im Rahmen des Kyoto-Protokolls zum Rahmenübereinkommen der Vereinten Natio-

nen über Klimaänderungen hat der Anpassungsfonds 358 Mio. USD für Aktivitäten zur Erhöhung der Widerstandsfähig-

keit und Anpassung an den Klimawandel in 63 Ländern bewilligt.

Der Klimawandel wird voraussichtlich die ärmsten Menschen der Welt am stärksten beeinträchtigen, welche oft von Wet-

terkatastrophen, Desertifikation und dem Anstieg des Meeresspiegels betroffen sind, andererseits aber am wenigsten zu

dem Problem der globalen Erwärmung beigetragen haben. In einigen Gebieten der Welt hat der Klimawandel bereits eine

Verschlechterung der Ernährungssicherheit, eine Verringerung des verfügbaren Trinkwassers und eine verschärfte Aus-

breitung von Krankheiten zur Folge gehabt.

Die Unterstützung der am stärksten gefährdeten Länder und Gemeinden stellt die internationale Gemeinschaft vor eine

wachsende Herausforderung und unerlässliche Aufgaben, insbesondere aufgrund der für die Anpassung an den Klima-

wandel erforderlichen Ressourcen, welche über die finanziellen Aufwendungen zur Erreichung der internationalen Ent-

wicklungsziele hinausgehen.140

Der Anpassungsfonds wird teilweise von staatlichen und privaten Spendern finanziert, er hat jedoch eine Einnahmequelle

direkt aus der internationalen Klimaschutzpolitik, nämlich einen 2%igen Anteil an den Erträgen aus den im Rahmen des

Clean Development Mechanism zugeteilten zertifizierten Emissionsreduktionen (CER).141 Seit Beginn der Monetisierung

der CERs im Mai 2009 führte der Verkauf von CERs zu Einnahmen in Höhe von insgesamt 195,75 Mio. USD, davon

4,96 Mio. USD im Laufe des Jahres 2015.142

Der Zusammenbruch des Kohlenstoffmarktes in den Jahren 2011-2012 brachte den Anpassungsfonds in eine schwierige

Lage, so dass andere Finanzierungsquellen kritisch für den Fonds wurden, u.a. Beiträge aus den Annex 1-Ländern (In-

dustrieländer und Übergangswirtschaften). Der Adaptation Fund Board (AFB), die operative Einheit des Anpassungs-

fonds, engagierte sich demnach in einem anstrengenden Prozess der Mittelbeschaffung, welcher am Ende des Jahres

2013 mehr als 100 Mio. USD einbrachte.143

Der Anpassungsfonds finanziert die vollen Kosten von konkreten und von den jeweiligen Ländern vorangetriebenen An-

passungsprojekten und -programmen, die die schädlichen Auswirkungen der Klimaänderungen reduzieren und das expli-

zite Ziel der Anpassung und der Erhöhung der Widerstandsfähigkeit gegenüber dem Klimawandel verfolgen.

Er ist der einzige operative Klimafonds mit einem direkten Zugang, indem Anspruchsberechtigte ihre Projekte direkt an

den AFB über eine National Implementing Entity (NIE) einreichen können. Diese Verfahren werden absichtlich verein-

facht und bieten den Gastländern die Flexibilität eines direkten Zugangs zu den Fondsmitteln an. Ferner können sie die

139 Climate Funds Update: Special Climate Change Fund, Oktober 2016 (http://www.climatefundsupdate.org/listing/special-climate-change-fund, aufgerufen am 13.02.2017) 140 Adaptation Fund: About the Adaptation Fund, 2015 (https://www.adaptation-fund.org/about/, aufgerufen am 13.02.2017) 141 Adaptation Fund: About the Adaptation Fund, 2015 (https://www.adaptation-fund.org/about/, aufgerufen am 13.02.2017) 142 (Alpha Kaloga: Briefing on the 27th Meeting of the Adaptation Fund Board, Germanwatch, März 2016, S. 11) 143 Adaptation Fund: The Adaptation Fund Surpasses $100 Million Fundraising Target at COP19, 2015 (https://www.adaptation-fund.org/the-adaptation-fund-surpasses-100-million-fundraising-target-at-cop19/, aufgerufen am 13.02.2017)

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Dienstleistungen einer multilateralen Einrichtung in Anspruch nehmen oder eine angemessene regionale oder subregio-

nale Einrichtung nennen, die sie unterstützen kann.

Die wichtigsten Ausführungsorgane des Anpassungsfonds sind die National Implementing Entities (NIE) und die Multi

Lateral Implementing Entities (MIE). Die NIEs sind nationale Einrichtungen, die von den Parteien des Kyoto-Protokolls

ernannt werden. Sie erfüllen die von dem AFB festgelegten treuhänderischen Bedingungen und müssen vom AFB aner-

kannt werden.

Unter dem Adaptation Fund Climate Finance Readiness Programme können Entwicklungsländer, die noch keine akkre-

ditierte NIE haben von einer akkreditierten NIE bei der Identifizierung potentieller NIE-Kandidaten und in der Vorberei-

tung derer Bewerbungen unterstützt und während des Bewerbungsprozesses beraten werden.144

Der AFB bewilligte eine solche Beihilfe, sog. South-South Cooperation Grants, für Kap Verde. Das Land soll vom Centre

de Suivi Écologique in Senegal bei dem Akkreditierungsprozess des Fonds unterstützt werden, um einen direkten Zugang

zum Klimafonds zu erlangen.145

„Designated Authorities“ sind Regierungsbeamte, die als Ansprechpartner für den Anpassungsfonds agieren.


Designated Authority146

Frau Ester Araujo de Brito CEO

Instituto Nacional De Meteorologia E Geofisica

PO Box 76

Espargos, Ilha do Sal, Cabo Verde

Tel: +238 241 1658 / +238 241 1650

Fax: +238 241 1294


4.2.6. Green Climate Fund

Der Green Climate Fund wurde von 194 Landesregierungen unter der UNFCCC als ein Mechanismus zur Unterstützung

der Entwicklungsländer in deren Klimaschutz-und Klimaanpassungsprojekten eingeführt, um den Klimawandel zu be-

kämpfen. Der Fonds hat seinen Sitz in Südkorea und wird von einem Vorstand aus 24 Mitgliedern geleitet. Der Fonds

verfügt über zugesagte Mittel in Höhe von ca. 10 Mrd. USD.147

Der Green Climate Fonds beabsichtigt die Unterstützung eines Paradigmenwechsels zu einer emissionsarmen und klima-

resistenten Entwicklung. Er beruht auf Innovation und richtet seine Investitionen nach deren transformatorischer Wir-

kung aus.

Um maximale Ergebnisse zu erzielen, übernimmt der GCF eine Katalysator-Rolle, um eine Vervielfachung seiner An-

fangsinvestition durch die Öffnung der Märkte für neue Investoren zu bewirken. Der Fonds schafft neue Modelle für die

Klimafinanzierung unter Einbindung des öffentlichen und privaten Sektors. Auf der einen Seite versucht der Fonds, die

Auswirkungen des Einsatzes von öffentlichen Mitteln zu maximieren, auf der anderen Seite neue Ressourcen über die

144 Adaptation Fund: South-South Cooperation Grants, 2015, https://www.adaptation-fund.org/readiness/readiness-grants/south-south-cooperation-grants/, abgerufen am 13.02.2017 145 Adaptation Fund: Adaptation Fund Board Project and Programme Review Committee, 15th Meeting, 7.-8. Oktober 2014, Proposal for Cabo Verde 146 Adaptation Fund: Document Summary, 2015, https://www.adaptation-fund.org/generic/parties-designated-authorities/, abgerufen am 13.02.2017 147 Schalatek, L., Nakhooda S., Watson C.: The Climate Finance Fundamentals, The Green Climate Fund, November 2016


89


private Finanzierung anzuziehen, um die Investitionen in Klimaschutz- und Anpassungsprojekte in den Entwicklungslän-

dern anzukurbeln.148

Der Fonds hat fünf Prioritätsbereiche identifiziert:

Wandel in der Energieerzeugung und im Energiezugang.

Schaffung von klimaverträglichen Städten.

Förderung einer emissionsarmen und klimaresistenten Landwirtschaft.

Aufstockung der Finanzmittel für Wälder und Klimaschutz.

Stärkung der Widerstandsfähigkeit kleiner Inselstaaten (SIDS).

Diese Prioritätsbereiche sind sektorenübergreifend und in vielen Gebieten der Welt von hoher Relevanz. Der Investitions-

rahmen des GCF sichert die Kohärenz in der Mittelzuweisung und konzentriert sich auf skalierbare Projekte, die eine

wirkliche Änderung für den Klimaschutz und das Leben der Menschen bewirken.149

Der Fonds wird seine Arbeit zusammen mit anderen internationalen, regionalen, nationalen oder subnationalen Instituti-

onen öffentlicher oder privater Natur durchführen. Diese Institutionen müssen die Standards des Fonds erfüllen. Ferner

sollen Länder gleichzeitig über verschiedene Institutionen Zugang zu dem Fonds haben.

Ein innovatives Merkmal dieses Finanzrahmens ist die Fähigkeit des Fonds, ein wesentliches Risiko im Bereich des Kli-

maschutzes zu tragen, was dem Fonds eine Hebelwirkung in der Mobilisierung von zusätzlichen Finanzmitteln verleiht.

Der GCF bietet eine breite Palette an Finanzprodukten an, die es ihm ermöglicht, den Bedürfnissen der Projekte nachzu-

kommen und sich den spezifischen Investitionsbedingungen anzupassen, was auch einen Mitteleinsatz zur Überwindung

von Markthemmnissen für die Privatfinanzierung einschließen kann.

Der GCF versucht eine gleichmäßige Mittelverteilung für Anpassungs- und Mitigationsmaßnahmen, wobei 50% der Mit-

tel für Anpassungsmaßnahmen in besonders gefährdeten Ländern, inklusive LDCs, SIDS und Staaten in Afrika, eingesetzt

werden sollen.150

Der Fonds gilt der Finanzierung von öffentlichen und privaten Projekten und Programmen in Übereinstimmung mit sei-

nem „Results Management Network“, welcher acht strategische Auswirkungen definiert, vier im Bereich des Klimaschut-

zes und vier im Bereich der Anpassung.

Diese strategischen Ausrichtungen haben als Schwerpunkte die Emissionsreduzierung in:

Energieproduktion und Energieversorgung,

Transportwesen,

Wald- und Landnutzung,

Gebäuden, Städten, Industrien und bei Elektrogeräten

und die Stärkung der Widerstandsfähigkeit von

Gesundheits-, Nahrungsmittel- und Wasserversorgungssicherheit,

Existenzgrundlagen von Menschen und Gemeinden,

Ökosystemen und ökologischen Leistungen,

Infrastrukturen und der vom Menschen geschaffenen Umwelt.151

148 Green Climate Fund: PROPOSAL APPROVAL PROCESS, http://www.greenclimate.fund/funding/proposal-approval, abgerufen am 13.02.2017 149 Green Climate Fund: Insight - An introduction to GCF, Juni 2016, S. 17 150 Green Climate Fund: GCF Paradigm Shift Revisited, http://www.greenclimate.fund/-/gcf-paradigm-shift-revisited, abgerufen am 13.02.2017 151 Green Climate Fund: Engaging with the Green Climate Fund, November 2015, S. 9 f.

90


Der Fonds wird über verschiedene Instanzen arbeiten, um seine Ressourcen für Projekte und Programme zu kanalisieren.

Diese Instanzen können nationale, regionale oder internationale, öffentliche, private oder nichtstaatliche Institutionen

sein, solange sie die den Standards des Fonds entsprechen. Länder können gleichzeitig über mehrere Instanzen auf den

Fonds zugreifen. Die Deutsche Bank AG und die Kreditanstalt für Wiederaufbau sind diesbezüglich akkreditierte Institu-

tionen.152

Im Juli 2015 wurde die Africa Finance Corporation (AFC) als erste afrikanische Finanzinstitution für Entwicklung vom

GCF akkreditiert.

Die AFC wurde im Jahr 2007 als eine private Investitionsbank und Finanzinstitution für Entwicklung gegründet. Die Ak-

kreditierung ermöglicht der AFC den Zugang zu den Finanzierungsmitteln des GCF, die die AFC im Bereich der erneuer-

baren Energien als eine ihrer Prioritäten einsetzen möchte.153

Am 9. März 2016 verkündete die African Development Bank ihre Akkreditierung als multilaterale ausführende Stelle und

Vermittlerin des Green Climate Fonds, was der Bank eine Ausweitung der notwendigen Mittel zur Bekämpfung der Fol-

gen des Klimawandels ermöglichen wird.

Zwischen 2011 und 2015 konnte die AfDB im Rahmen ihres Aktionsplanes für Klimaschutz („Climate Change Action

Plan“) ca. 12 Mrd. USD für die Unterstützung der Klimaresistenz und der emissionsarmen Entwicklung in Afrika mobili-

sieren. Die Mittel des GFC, die nun durch die AfDB zur Verfügung stehen, bieten den afrikanischen Staaten zusätzliche

Ressourcen an.154

4.3. Finanzierungsinstrumente außerhalb des Rahmens der UNFCCC

4.3.1. European Union Africa Infrastructure Trust Fund (EU-AIFT)

Der Fonds wurde 2007 von der Europäischen Kommission und den EU-Mitgliedsstaaten eingeführt und ist das erste ge-

mischte Finanzierungsinstrument („blending instrument“) mit dem Ziel, Infrastrukturprojekte mit regionalen Auswir-

kungen in den Ländern der Süd-Sahara zu fördern. Das Finanzierungsmittel kombiniert langfristige Investitionen seitens

der gemeinschaftlichen Finanzinstitutionen für Entwicklung (Kredite, Risikokapital usw.) mit Zuschüssen, um ein finan-

zielles und qualitatives Leverage sowie die Nachhaltigkeit des Projektes zu gewährleisten. Als weiteres Ziel verfolgt das

„Blending“ die Förderung der Zusammenarbeit und Koordinierung zwischen europäischen und nicht europäischen Hilfs-

mitteln.

Die Beiträge zum EU-AITF rühren vom Europäischen Entwicklungsfonds (EDDF) und den verschiedenen Mitgliedsstaa-

ten der EU her.

Der EU-ATIF bietet Zuwendungen aus zwei verschiedenen Finanzrahmen an:

Der regionale Finanzrahmen fördert regionale Infrastrukturprojekte (Energie, Transport, Wasser, ICT): grenzüber-

schreitende Projekte oder nationale Projekte mit nachweisbaren regionalen Auswirkungen auf zwei oder mehr Länder.

Der SE4ALL Finanzrahmen unterstützt regionale, nationale und lokale Energieprojekte, die auf die SE4ALL-Ziele

ausgerichtet sind, nämlich den universellen Zugang zu modernen Energiedienstleistungen sicherzustellen und die globale

152 Green Climate Fund: Engaging with the Green Climate Fund, November 2015, S. 24 f. 153 AFC: AFC ACCREDITED AS A PARTNERING INSTITUTION TO THE GREEN CLIMATE FUND, Juli 2015, http://www.africafc.org/News-Events/News-Press-Releases/AFC-accredited-as-a-partnering-Institution-to-the.aspx, abgerufen am 13.02.2017 154 AfDB: AfDB receives Green Climate Fund accreditation to increase low-carbon and climate-resilient development in Africa, März 2016, https://www.afdb.org/en/news-and-events/article/afdb-receives-green-climate-fund-accreditation-to-increase-low-carbon-and-climate-resilient-devel-opment-in-africa-15461/, abgerufen am 13.02.2017

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Rate der Steigerung der Energieeffizienz sowie den Anteil an erneuerbaren Energien im globalen Energiemix zu verdop-

peln.

Der EU-AITF ist mit projektgebundenen Mitteln von über 528 Mio. Euro von einem Gesamtbeitrag von 800 Mio. Euro

für die Unterstützung von Projekten dotiert, sei es als technische Unterstützung, Zins- und Investitionszuschüsse oder

Finanzinstrumente.

Wie bereits erwähnt, beabsichtigt der Fonds die Förderung von Investitionen in Infrastrukturen in Süd-Sahara Afrika

durch eine Mischung aus Zuschüssen und langfristigen Finanzierungen von einer Reihe von Entwicklungsfinanzinstitu-

ten (die „Financiers“, gemeinsam mit der PFG – „Project Financiers Group“). Die Beihilfen müssen somit mit Darlehen

verknüpft werden, welche von einem oder mehreren EU-AITF-Financiers gewährt werden. Nur die Financiers sind be-

rechtigt, Beihilfen zu beantragen.155

Liste der Financiers156

COFIDES, http://www.cofides.es/

Lux-Development, http://www.luxdev.lu/fr

AfD – Agence française de Développement, http://www.afd.fr/lang/en/home

European Investment Bank, http://www.eib.org/

OeEB – Österreichische Entwicklungsbank AG, http://www.oe-eb.at/de/Seiten/default.aspx

SIMEST – Società Italiana per le Imprese all’Estero, http://www.simest.it/index-en.php

KfW – Kreditanstalt für Wiederaufbau, https://www.kfw.de/kfw.de.html

AfDB – African Development Bank, http://www.afdb.org/en/#

SOFID, http://www.sofid.pt/pt/

BIO – Belgian Investment Company for Developing Countries, http://www.bio-invest.be/

FINNFUND – Finnish Fund for Industrial Cooperation Ltd., http://www.finnfund.fi/en_GB/

PIDG – Private Infrastructure Development Group, http://www.pidg.org/

Die Projektträger sollen sich mit ihrem Projektvorschlag an ein Mitglied des PFG wenden. Sollte ein Financier an der In-

vestition interessiert sein, wird er zunächst das Projekt mit den anderen Financiers erörtern. Die Financiers bilden sich

eine gemeinsame Meinung bezüglich der Förderfähigkeit des Projekts und wenn sie positiv ausfällt, kann der Antrag auf

Finanzhilfe der Gruppe der EU-AITF-Spender (dem EU-AITF-Vorstand) vorgelegt werden.157

Wichtigste Förderfähigkeitskriterien

Beitrag des Projekts zur Armutsminderung.

Beitrag des Projekts zur wirtschaftlichen Entwicklung und zum Handel.

Wirtschaftlichkeit.

Umweltverträglichkeit und Minderung von potentiellen Auswirkungen.

Maßnahmen bezüglich des nachhaltigen Betriebs und der Wartung des Projekts bzw. der Infrastruktur.

Projekte können von öffentlichen oder privaten Einrichtungen oder von solchen mit gemischtem Kapital (öffentliche

und private Gelder) umgesetzt werden.

Für Projekte im Rahmen der Initiative SE4ALL stellen diejenigen eine Priorität dar, die einen umfassenden Zugang

zu modernen, bezahlbaren und nachhaltigen Energiedienstleistungen vorsehen.

Die Projekte müssen grenzüberschreitende Infrastrukturprojekte oder nationale Projekte mit nachweisbaren regio-

nalen Auswirkungen auf zwei oder mehr Länder sein oder nationale Projekte im Rahmen der SE4ALL-Initiative, die

auf die nationalen Politiken, ggf. der Regionalpolitiken oder Pläne der Partnerländer ausgerichtet sind.158

155 EU-AITF: Who we are, http://www.eu-africa-infrastructure-tf.net/about/aitf%20who%20we%20are.htm, abgerufen am 14.02.2017 156 EU-AITF: Project Financiers Group, http://www.eu-africa-infrastructure-tf.net/about/governance/pfg/index.htm, abgerufen am 14.02.2017 157 EU-AITF: Who we are, http://www.eu-africa-infrastructure-tf.net/about/aitf%20who%20we%20are.htm, abgerufen am 14.02.2017 158 EU-AITF: Key Elegibility Criteria, http://www.eu-africa-infrastructure-tf.net/about/aitf-key-elegibility-criteria.htm, abgerufen am 14.02.2017

http://www.cofides.es/

http://www.luxdev.lu/fr

http://www.afd.fr/lang/en/home

http://www.eib.org/

http://www.oe-eb.at/de/Seiten/default.aspx

http://www.simest.it/index-en.php

https://www.kfw.de/kfw.de.html

http://www.afdb.org/en/

http://www.sofid.pt/pt/

http://www.bio-invest.be/

http://www.finnfund.fi/en_GB/

http://www.pidg.org/

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4.3.2. Andere Kooperationen mit der EU

Im Rahmen ihrer Kooperation mit den AKP-Staaten (Afrika, Karibik, Pazifik) hat die Europäische Union das Indikativ-

programm für die Entwicklungszusammenarbeit mit Kap Verde im Zeitraum 2014 bis 2020 verabschiedet. Dafür sind

Mittel des 11. Europäischen Entwicklungsfonds (EEF) in Höhe von insgesamt 55 Mio. Euro vorgesehen, die vornehmlich

für Maßnahmen im Schwerpunktbereich gute Regierungsführung und lokale Entwicklung Good Governance and Develo-

pment Contract (GGDC) verwendet werden sollen. Dabei verteilen sich die Mittel auf einen ersten Programmteil (GGDC

window 1) zur Förderung der Armutsminderung und des Wachstums (30 Mio. Euro) bzw. einen zweiten Programmteil

(GGDC window 2) zur Stärkung der besonderen Partnerschaft zwischen der EU und Kap Verde (20 Mio. Euro). Außer-

dem soll u.a. die technische Zusammenarbeit (Technical Cooperation Facility/TCF) mit 4 Mio. Euro gefördert werden.159

Für den Zeitraum 2014-2020 stehen auch folgende EU-Förderprogramme zur Verfügung:

EU-ACP ENERGY FACILITY (200 Mio. Euro): Zuschüsse für Investitionsprogramme und für die Entwicklung von

Energiedienstleistungen zum allgemeinen Kapazitätsaufbau im Energiesektor in AKP-Ländern;160

Instrument für die Entwicklungszusammenarbeit Instrument for Development Cooperation (DCI), (19,66 Mrd.

Euro): Zuschüsse für EU-Projekte in der Entwicklungszusammenarbeit.161

Wie es der Presse am 5. Mai 2015 zu entnehmen war, soll die besondere Partnerschaft EU/Kap Verde auf andere Bereiche

wie die erneuerbaren Energien und die Verstärkung des Privatsektors erweitert werden. Als Ergebnis einer in 2014 unter-

zeichneten Vereinbarung wird die Partnerschaft auf dem Gebiet der erneuerbaren Energien verschiedene Partner und

EU-Mitgliedsstaaten, die eine intensive Kooperation mit Kap Verde in diesem Bereich führen, umfassen. Ziel ist die Un-

terstützung des Landes in seinem Bestreben, Eigenständigkeit im Energiebereich und eine 100%ige Elektrizitätsversor-

gung aus erneuerbaren Energien bis 2020 (Zeitraum wurde, wie bereits erwähnt, durch die neue Regierung relativiert) zu

erreichen.162

4.3.3. Sustainable Energy Fund for Africa (SEFA)

Der Sustainable Energy Fund for Africa (SEFA) ist ein von mehreren Gebern finanzierter Treuhandfonds, der von der

Afrikanischen Entwicklungsbank verwaltet wird und der Unterstützung von Projekten kleinen und mittleren Umfangs im

Bereich erneuerbare Energien und Energieeffizienz dient. In vielen afrikanischen Ländern sind kleine Projekte auf dem

Gebiet der erneuerbaren oder sauberen Energien aus wirtschaftlicher Sicht potentiell rentabel, allerdings unterbinden die

anfänglichen Entwicklungskosten den Zugriff auf die notwendige Finanzierung. SEFA beruht auf der Prämisse, dass eine

zuverlässige, saubere und bezahlbare Energie einen Beitrag zu starken afrikanischen Volkswirtschaften und zur Schaffung

von Arbeitsplätzen auf dem gesamten Kontinent leisten kann.

Das Entwicklungsziel des SEFA ist es, das vom Privatsektor getragene Wirtschaftswachstum durch die effiziente Nutzung

der derzeit ungenutzten sauberen Energiequellen zu unterstützen. Dazu sieht die Architektur des SEFA drei Förderberei-

che vor: die Projektvorbereitung, Investitionen unter Eigenbeteiligung und die Schaffung eines förderlichen Umfelds.

159 National Indicative Programme 2014-2020, GTAI 160 WE: EU-ACP - EU ENERGY FACILITY, 2017, http://www.welcomeurope.com/eu-fonds/eu-acp-eu-energy-facility-558+458.html#tab=onglet_details, abgerufen am 14.02.2017 161 WE: DCI - INSTRUMENT FOR DEVELOPMENT COOPERATION, 2017, http://www.welcomeurope.com/european-funds/dci-instrument-develop-ment-cooperation-841+741.html#tab=onglet_details, abgerufen am 14.02.2017 162 EU/Kap Verde erweitern besondere Partnerschaft, Expresso das Ilhas, Mai 2015

93


Projektvorbereitung

In diesem Rahmen werden Zuschüsse unter einem Kostenbeteiligungsmodell („cost-sharing grants“) und technische

Hilfe an private Projektentwickler und -träger angeboten, um die Aktivitäten im Vorfeld zu den Investitionen in erneuer-

bare Energie- bzw. Energieeffizienzprojekte zu erleichtern. Die Zuschussfinanzierung richtet sich an die Entwicklung der

Projekte, von der Durchführbarkeitsstudie bis zum finanziellen Abschluss, mit einer Gesamtinvestition zwischen 30 und

200 Mio. USD.

Der Fonds nimmt Anfragen von AfDB-Mitarbeitern entgegen und beantwortet sie. Sämtliche eingegangenen Vorschläge

werden hinsichtlich der Kriterien der Förderfähigkeit durch das SEFA-Sekretariat, das aktuell der Abteilung für Energie,

Umwelt und Klimawandel (ONEC) der AfDB unterliegt, vorgeprüft. Sollte das Projekt die Vorbedingungen erfüllen, arbei-

tet das SEFA-Sekretariat mit anderen Abteilungen zusammen, um die geeignete Federführung des Projektes im Sinne der

internen Überprüfung und seiner Genehmigung zu identifizieren.

Investitionen unter Eigenbeteiligung

Diese Möglichkeit der Finanzierung versucht den Zugang zur Frühphasenfinanzierung für kleine und mittlere Projekte zu

erleichtern sowie den Mangel an Leistungsfähigkeit von kleineren Unternehmen und Projektentwicklern im Management

und im technischen Bereich zu überwinden.

Die Eigenmittel des SEFA werden mit einer gezielten Mittelausstattung für technische Unterstützung kombiniert und

vom Africa Renewable Energy Fund (AREF), einem von SEFA mit gesponserten, panafrikanischen privaten Beteili-

gungsfonds (PEF), welcher lediglich auf kleine/mittlere (5-50 MW) private Energieprojekte von erneuerbaren Energieträ-

gern fokussiert ist, eingesetzt. Die Investitionsentscheidungen unterliegen der Verantwortung des AREF Fonds Manager

allein – Berkeley Energy LLC – nach Maßgabe der AREF-Fondsvereinbarungen. Hierbei gewährleistet das SEFA-Sekreta-

riat eine allgemeine Aufsicht hinsichtlich der Fondsmaßnahmen und der Projektidentifizierung.

Förderliches Umfeld

In diesem Rahmen werden hauptsächlich Maßnahmen des öffentlichen Sektors bezuschusst, die günstige Rahmenbedin-

gungen für Privatinvestoren im Bereich der nachhaltigen Energie in Afrika schaffen und verbessern. Hierzu gehören Be-

ratung und Umsetzung von gesetzlichen und regulatorischen Bestimmungen, die klare und vorhersehbare Regeln für die

Entwicklung, Umsetzung und Inbetriebnahme von Projekten bieten, sowie den Aufbau von Kapazitäten, so dass der öf-

fentliche Sektor als zuverlässige und kreditwürdige Vertragspartei agieren kann. Diese Komponente ist von der Projekt-

größe unabhängig und umfasst Off-Grid, Mini-Grid und netzgekoppelte Segmente.

Der SEFA richtet sich ebenso an der SE4ALL-Initiative aus, um Maßnahmen zu Vorbereitung, Sektorenplanung und Ka-

pazitätsaufbau, die aus dem SE4ALL African Hub unter der Schirmherrschaft der AfDB hervorgehen, zu unterstützen.

Inbegriffen sind auch die High-Impact Opportunities (HIO) für Green Mini-Grids als ein Beispiel der starken Komple-

mentarität der Aktivitäten der Bank auf dem Gebiet der netzgekoppelten Systeme.163

Förderfähigkeit und vorläufige Bewertungskriterien:

Der SEFA bietet Zuschüsse für die Projektvorbereitung und leistet technische Unterstützung, um tragfähige Projekte im

Bereich der erneuerbaren Energien und der Energieeffizienz bankfähig zu gestalten, so dass eine potentielle Finanzierung

durch die Afrikanische Entwicklungsbank (AfDB), andere Entwicklungsfinanzierungsinstitutionen, kommerzielle Banken

und andere Finanzressourcen, wie Fremdfinanzierung oder Finanzierung mit Eigenbeteiligung, in Anspruch genommen

werden können.

163 AfDB: Sustainable Energy Fund for Africa, 2017, https://www.afdb.org/en/topics-and-sectors/initiatives-partnerships/sustainable-energy-fund-for-africa/, abgerufen am 14.02.2017

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Die vorgeschlagenen Projekte werden auf Basis folgender Mindestkriterien evaluiert:

Gesamtinvestition zwischen 30-200 Mio. USD;

das Projekt wird in einem regionalen Mitgliedsstaat der AfDB ausgeführt und der Projektträger muss zum Zeitpunkt

der Genehmigung als juristische Person in einem regionalen Mitgliedsstaat der AfDB registriert sein;

einige Vorbereitungsaktionen im Rahmen des Projekts, von Durchführbarkeitsvorstudien bis zur finanziellen Ab-

wicklung, wurden bereits vorgenommen und die wirtschaftliche Tragfähigkeit des Projektes vorläufig festgestellt;

die Empfänger sollen mindestens 30% der gesamten Vorinvestitionskosten (Vorlaufkosten) aus eigenen Mitteln zur

Verfügung stellen;

die Projekte sollen von privaten oder öffentlichen Agenturen gefördert werden, wenn das Projekt einen Independent

Power Producer (IPP) oder eine Public Private Partnership (PPP) beabsichtigt. Staatliche Versorgungsunternehmen

sind für eine direkte Unterstützung nicht förderfähig;

nachgewiesene Billigung durch die Regierung (z.B. Lizenzen, Konzessionen, Absichtserklärungen, Stromabnahme-

vertrag).

Die Projekte unterliegen weiteren Evaluationskriterien:

Übereinstimmung mit der Zielausrichtung und dem Mandat des SEFA und mit der strategischen und politischen

Ausrichtung der Bank;

Relevanz und Spezifizität der Komponente technische Hilfe;

Eigenverantwortung und Engagement des Empfängers, einschließlich Eigenbeteiligung und/oder Ko-Finanzierung

aus anderen Ressourcen;

Erfahrung und nachgewiesene Leistungen des Projektträgers und/oder der Partner;

Lokaler Wissenstransfer;

Eigenkapital für die Investition oder nachweisliche Verhandlungsgespräche mit potentiellen Investoren und Kredit-

gebern;

Projekte in Ländern mit keiner oder nur begrenzter Erfahrung in erneuerbaren Energien und/oder begrenzter Zu-

gang zu Finanzierungsinstrumenten im Bereich Klimawandel;

Wirksamkeit der vorgeschlagenen Technologie und Angemessenheit im lokalen Kontext;

kommerzieller Einsatz von innovativen Technologien, die vervielfachte und/oder breitere Anwendung haben kön-

nen;

Projektkonzept unter Einhaltung/Einsatz der höchsten Umwelt- und sozialen Standards (einschließlich einer Kom-

ponente der Gleichstellung der Geschlechter).

Unter dieser Komponente werden typischerweise Durchführbarkeitsstudien, Studien zur Umwelt- und Sozialverträglich-

keit, technische Studien und Beratung sowie andere Begleitungsmaßnahmen zur finanziellen Abwicklung des Projektes

finanziert. Kapitalaufwendungen sowie Ausgaben für Ausstattung und Softwarelizenzen sind auf 10% des von SEFA ge-

währten Zuschussbetrages begrenzt.164

Kontakte auf den Kap Verden165

Technischer Ansprechpartner (Sekretariat):

João Duarte Cunha

SEFA Coordinator, Energy, Environment and Climate Change Dept


164 AfDB: Eligibility and Conditions for Project Preparation Grant Requests, https://www.afdb.org/fileadmin/uploads/afdb/Documents/Generic-Docu-ments/Conditions_for_PPG_Requests_-_09_2014.pdf, abgerufen am 14.02.2017 165 AfDB: Sustainable Energy Fund for Africa, 2017, https://www.afdb.org/en/topics-and-sectors/initiatives-partnerships/sustainable-energy-fund-for-africa/, abgerufen am 14.02.2017


95


Resource Mobilization Focal Point:

Serign Cham

Principal Resource Mobilization Officer


4.3.4. Africa Climate Change Fund (ACCF)

Im Jahr 2011 konnte die Afrikanische Entwicklungsbank (AfDB) über ihre regionalen Mitgliedsstaaten 596 Mio. USD zur

Finanzierung von Anlassungsprojekten und weitere 925 Mio. USD für Klimaschutzprojekte mobilisieren. Im Jahr 2012

erreichten die Beträge 525 Mio. USD für Anpassungs- bzw. 1,7 Mrd. USD für Klimaschutzprojekte, so dass die Afrikani-

sche Entwicklungsbank zur wichtigsten Institution zur Finanzierung einer emissionsarmen Entwicklung auf dem afrika-

nischen Kontinent wurde, was auf die Schaffung und Verwaltung von Klimafinanzierungsinstrumenten, wie den Climate

Investment Funds (CIFs), die Globale Umweltfazilität (GEF), den Sustainable Energy Fund for Africa (SEFA), die Africa

Water Facility (AWF) und den Congo Basin Forest Fund (CBFF), durch die Bank beruht. Die Afrikanische Entwicklungs-

bank konnte bereits erhebliche Erfolge in der Finanzierung eines klimaresistenten und emissionsarmen Wachstums in

der Region erzielen. Im Vergleich zu anderen Kontinenten erhält Afrika allerdings nur einen bescheidenen Anteil der Kli-

mafinanzierung.

Im Einklang mit ihrer Zehnjahresstrategie 2013-2022, welche insbesondere auf einen Übergang zu einem „grüneren“

Wachstum abzielt, hat der Verwaltungsrat der Bank den Africa Climate Change Fund (ACCF) im April 2014 eingeführt.

Der ACCF ergänzt die Eigenmittel der AfDB und die von der Bank verwalteten Treuhandfonds auf dem Gebiet Klimawan-

del. Der ACCF beabsichtigt eine verstärkte Finanzierung von Maßnahmen, die die Folgen des Klimawandels in afrikani-

schen Ländern in Angriff nehmen. Somit wurde der Fonds als ein Katalysator konzipiert, dessen Anwendungsspektrum

breit genug ist, um eine breite Palette von klimaresistenten und emissionsarmen Maßnahmen abzudecken.

Als bilateraler Treuhandfonds mit einem ursprünglichen Beitrag von 4,7 Mrd. Euro aus Deutschland beabsichtigt der

ACCF die Unterstützung von afrikanischen Ländern bei deren Übergang zu einer klimabeständigeren und kohlenstoffar-

men Entwicklung. Der Fonds wird von der Abteilung Umwelt und Klimawandel der Afrikanischen Entwicklungsbank

beherbergt und verwaltet.

Unter den direkten Nutznießern des AFFC befinden sich afrikanische Regierungen, NGOs, Forschungsorganisationen

und regionale Institutionen. Die Förderfähigkeit der NGOs und Forschungsorganisationen wird u.a. anhand derer Glaub-

würdigkeit und guter Mittelbewirtschaftung festgestellt. Ferner müssen sie ihren Sitz in Afrika haben.

Der Umfang des ACCF ist genügend breit, um ein umfassendes Spektrum an förderfähigen Tätigkeitsbereichen abzude-

cken, darunter Vorbereitungsarbeiten für den Zugang zur Klimafinanzierung, Einbindung des Klimawandels und „grü-

nen“ Wachstums in strategische Dokumente und Projekte, Vorbereitung und Finanzierung von Anpassungs- und Klima-

schutzprojekten, Wissensmanagement und Informationsaustausch im Bereich Klimawandel, Kapazitätenaufbau, Ausar-

beitung von klimaresistenten und emissionsarmen Strategien und Politiken, Analysen im Hinblick auf ein ökologisches

Wachstum, öffentliches Auftreten und Sensibilisierungsmaßnahmen.166

4.3.5. Climate for Development in Africa (ClimDev-Africa) Programme

Das Climate for Development in Africa (ClimDev-Africa)-Programm ist eine Initiative der Kommission der Afrikanischen

Union (AUC), der UN-Wirtschaftskommission für Afrika (ECA) und der Afrikanischen Entwicklungsbank (AfDB). Das

Mandat des Programms wurde auf höchstem Niveau von afrikanischen Staats- und Regierungschefs erteilt (AU-Gipfel).

166 AfDB: Sustainable Energy Fund for Africa, 2017, https://www.afdb.org/en/topics-and-sectors/initiatives-partnerships/sustainable-energy-fund-for-africa/, abgerufen am 14.02.2017


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Die Einrichtung des Programms sieht die Schaffung einer Grundlage mit Hinblick auf die afrikanische Reaktion auf den

Klimawandel vor, unter Aufbau einer soliden wissenschaftlichen und Beobachtungsinfrastruktur, Aufbau starker Partner-

schaften zwischen staatlichen Institutionen, dem Privatsektor, der Zivilgesellschaft und gefährdeten Gemeinden sowie

Schaffung und Stärkung von Wissensgrundlagen, um die notwendigen Aktionen zu unterstützen und zu integrieren. Über

die Partnerschaft zwischen AUC, UN-ECA und AfDB hinaus arbeitet das Programm eng mit anderen afrikanischen und

nicht-afrikanischen Institutionen und mit spezialisierten Partnern auf dem Gebiet Klima und Entwicklung zusammen.

Das Programm verläuft auf kontinentaler Ebene und greift bis in die Basisgruppen ein.

Die unmittelbaren Nutznießer des Programms sind die Entscheidungsträger, auf die das ClimDev-Programm ausgerichtet

ist: regionale Wirtschaftsgemeinschaften, Organisationen in Flusseinzugsgebieten, die nationalen Regierungen, Parla-

mentarier und afrikanische Verhandlungsführer. Die Endbegünstigten sind ländliche Gemeinden mit einer klimaemp-

findlichen Existenzgrundlage und Gemeinden, die für klimabedingte Krankheiten anfällig sind, die von einer unsicheren

Wasserversorgung abhängen, von Naturkatastrophen bedroht sind oder eine schlechte Energieversorgung haben.

Teilnahmeberechtigt sind afrikanische Länder mit speziellen Einrichtungen, Organisationen und Agenturen, die ihre Ar-

beit in den jeweiligen Ländern ausführen, sowie Nichtregierungsorganisationen, Organisationen der Zivilgesellschaft und

eigenverantwortliche Basisorganisationen, die ihre Glaubwürdigkeit und gute Mittelverfügbarkeit nachweisen können.

Ziel des ClimDev-Programms ist es, Ressourcen zu bündeln, um einen Beitrag für die nachhaltige Entwicklung zu leisten,

insbesondere für die Armutsminderung durch die Vorbereitung und Umsetzung von klimaresistenten Entwicklungspro-

grammen. Zusätzlich beabsichtigt das Programm die Stärkung der Institutionen auf nationaler und subregionaler Ebene,

so dass wirksame klimaspezifische Politiken formuliert und umgesetzt werden können.167

4.3.6. IRENA/ADFD Project Facility

Eine Kooperation zwischen der International Renewable Energy Agency (IRENA) und dem Abu Dhabi Fund for Develo-

pment (ADFD) stellt einen Betrag in Höhe von 350 Mio. USD für Darlehen zu vorteilhaften Konditionen über sieben jähr-

liche Finanzierungzyklen für die Förderung von erfolgsversprechenden Projekten auf dem Gebiet der erneuerbaren Ener-

gien in Entwicklungsländern zur Verfügung. Die Projekte werden von der IRENA dem ADFD zur endgültigen Auswahl

vorgestellt. Die von dem ADFD gewährten Kredite decken 50% der Projektkosten ab und sollen zusätzliche Finanzie-

rungsmöglichkeiten ankurbeln. Seit 2012 wurden bereits 189 Mio. USD als ADFD-Darlehen für 19 von IRENA vorge-

schlagene Projekte zur Verfügung gestellt. Über 387 Mio. USD konnten aus anderen Ressourcen beschafft werden, die die

restlichen Projektkosten abdeckten.

Die Projekte, die eine Finanzierung beantragen, sollten folgende Anforderungen erfüllen:

Projektanträge sollen von Mitgliedern der IRENA, Unterzeichnerstaaten der IRENA-Statuten oder Beitrittsländern,

die in der OECD „DAC List of ODA Recipients“ (DAC-Liste der Empfänger öffentlicher Entwicklungshilfe) als Ent-

wicklungsländer eingetragen sind, gestellt werden. Projekte von IRENA-Mitgliedern werden bevorzugt;

gemäß den Statuten der IRENA, sollen die Projekte erneuerbare Energien nutzen.168

Die IRENA führt die Vorauswahl- und Empfehlungsprozedur über zwei Gremien aus: den Beratungsausschuss („Advisory

Committee“) und die Expertengruppe. Sie prüft in zwei Phasen, zunächst als Kurzfassung und in einem späteren Stadium

als vollständiger Projektantrag, unter zwei Betrachtungsebenen.

Die Erwägung der Expertengruppe bewertet und kommentiert die Projekte hinsichtlich folgender Kriterien:

167 Revised ClimDev‐Africa: Framework Programme Document 2012, http://www.climdev-africa.org/system/files/frameworkdoc/01_Revised_ClimDev-Africa_Framework_Program_Document_April2012.pdf, abgerufen am 14.02.2017 168 IRENA: About the IRENA/ADFD Project Facility, 2016, http://adfd.irena.org/facility.aspx, abgerufen am 14.02.2017

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technischer Wert, einschließlich angemessenen Designs, potentielles Management und Projektleistungen;

Wirtschaftlichkeit/Marktfähigkeit anhand eines geeigneten Geschäftsplans (business plan) und nachgewiesener

Durchführbarkeit;

sozioökonomische und wirtschaftliche Vorteile, einschließlich der Orientierung an Entwicklungszielen, wie die För-

derung der Gerechtigkeit, Gesundheit und Gleichberechtigung.

Projekte, die in die engere Auswahl kommen, sollten so weit wie möglich:

transformativ sein, d.h. positive Auswirkungen auf die Energielandschaft, Gesellschaft, Umwelt und/oder Konjunk-

turlage haben;

replizier-/skalierbar sein, d.h. ein effektives und effizientes Geschäftsmodell für die gegebenen Technologien dar-

stellen, das vervielfältigt und in größerem Ausmaß angewandt werden kann und/oder auf einem soliden und geprüf-

ten Ansatz basiert;

innovativ sein, beispielsweise ein innovatives Geschäftsmodell, das wirtschaftlich vertretbar und technisch fundiert

ist.

Die Projekte müssen ferner:

den Energiezugang verbessern, gemessen an der Anzahl von Menschen, die einen neuen Zugang zu sauberen Ener-

gien gewinnen, an den neuen Netzanschlüssen oder zusätzlichen Megawatt für die Stromversorgung;

das Thema der Energiesicherheit aufnehmen, als Projektbeitrag zur Diversifizierung der Energieversorgung, zur

Schonung knapper Energieressourcen oder Verringerung der Netzausfälle und/oder zur geringeren Abhängigkeit

von der traditionellen Biomasse oder Diesel.

In einer zweiten Evaluationsebene wird der Beratungsausschuss herangezogen, der die Projekte aus der Perspektive der

strategischen Bedeutung im Hinblick auf die nationalen Prioritäten und die erwarteten Auswirkungen auswählt und emp-

fiehlt. Ausschlaggebend sind noch die Bewertung, die Rangfolge, die engere Auswahl und die Kommentare der Experten-

gruppe.

Unter den strategischen Überlegungen betrachtet der Beratungsausschuss die geographische Verteilung, so dass die aus-

gewählten Projekte unterschiedliche Regionen vertreten, die technologische Vielfalt, wie Solar-Photovoltaik, Windkraft,

Solar-PV-Hybridsysteme, Mini-Grids, Kleinwasserkraftanlagen, kleine Lösungen für eine energetische Abfallverwertung,

und die Ausrichtung an den strategischen Prioritäten der jeweiligen Landesregierungen.

Anhand der von IRENA eingereichten Empfehlungsliste trifft der ADFD die endgültige Entscheidung in der Projektaus-

wahl.169

Kap Verde ist teilnahmeberechtigt und fällt in der Kategorie eines Kreditzinssatzes von 2%. Die Darlehenslaufzeit beträgt

20 Jahre mit einer Karenzzeit von fünf Jahren.170

Im dritten Zyklus (2016) wurde ein Projekt auf den Kap Verden ausgewählt, nämlich die Insellösung auf Basis von 100%i-

gen erneuerbaren Energien (100%REI©), dem vom ADFD ein Darlehen von 8 Mio. USD gewährt wurde. Für dieses Pro-

jekt wurden weitere Finanzierungsmittel in Höhe von 2 Mio. USD angeworben. Das Projekt sieht eine 100%ige erneuer-

bare Energielösung (Wind- und Sonnenenergie) für die Insel Brava vor. Die lokalen Entsalzungsanlagen sollen mit Strom

aus erneuerbaren Energieträgern versorgt werden und täglich ca. 500.000 Liter Trinkwasser erzeugen.171

169 IRENA: How it works, 2016, http://adfd.irena.org/howwork.aspx, abgerufen am 14.02.2017 170 IRENA: ADFD funding, 2016, http://adfd.irena.org/funding.aspx, abgerufen am 14.02.2017 171 IRENA: Projects selected, 2016, http://adfd.irena.org/Projectselected.aspx, abgerufen am 14.02.2017

98


Kontakte172

Für Projektanträge mit Ko-Finanzierung und/oder Finanzierung von Durchführbarkeitsstudien:


und/oder

João Cunha

Koordinator Sustainable Energy Fund for Africa (SEFA)

African Development Bank


Website: www.afdb.org

Für Projektanträge mit Gesamtkosten unter 10 Mio. USD:

[email protected]

und/oder

Impact Investment Exchange

Website: www.asiaiix.com

172 IRENA: ADFD funding, 2016, http://adfd.irena.org/funding.aspx, abgerufen am 14.02.2017



http://www.afdb.org/


http://www.asiaiix.com/

99


5. Marktchancen für deutsche Unternehmen

Als kleiner Inselstaat muss Kap Verde die Herausforderungen meistern, die für einen kleinen und zerstreuten Markt cha-

rakteristisch sind. Demzufolge sind die Produktionskosten immer verhältnismäßig hoch und der Zugang zu Finanzie-

rungsmitteln unter zufriedenstellenden Bedingungen erschwert.

Zwar ist die Größe bzw. die mangelnde Größe des Marktes einerseits für Großinvestoren wenig attraktiv; andererseits

bieten die Kap Verden gute Bedingungen für Demonstrations- und Pilotprojekte, die dann auf andere Situationen über-

tragen werden können. In dieser Hinsicht möchte sich auch Kap Verde innerhalb der ECOWAS positionieren.

Diese Vorgaben gehen aus der Natur des Inselstaates hervor und bleiben unverändert.

Das Hauptziel besteht darin, Investitionen in den Stromversorgungssektor der Kap Verden zu mobilisieren, um genügend

Energie zu niedrigen Kosten bereitzustellen und von den attraktiven erneuerbaren Energieressourcen des Landes zu pro-

fitieren. Die Einführung von Netzmanagementsystemen, die einen höheren Anteil an erneuerbaren Energien im Strom-

versorgungsmix steuern und Schwankungen ausgleichen können, sowie von innovativen Elektrizitätsspeichertechnolo-

gien würde zu diesem Ziel beitragen.

5.1. Marktstruktur und Marktattraktivität in den Bereichen Netzmanagement und Spei-chersysteme

Politische Zielsetzung

Trotz des Regierungswechsels im März 2016 bleibt das Ziel einer hohen Integration von erneuerbaren Energien im Ener-

giemix des Landes erhalten. Die neue Regierung hat den Zeithorizont von 2020 bzw. 2030 aufgegeben. Das Ziel einer

hohen Integration an erneuerbaren Energien bleibt aber bestehen und mit ihm die Suche nach technischen und wirt-

schaftlichen Lösungen.

Kosten der Solarstromerzeugung

In den letzten Jahren hat die Solarindustrie einen erheblichen Fortschritt bezüglich der Investitionskosten pro MW ge-

macht, die Beträge unter 1 Euro/MW erreichen. Solche Kostenreduzierungen ändern die Annahmen der vorherigen Stu-

dien und Pläne, da die Erzeugungskosten von Wind- und Solarenergie ein gutes Stück nähergekommen sind. Angesichts

der sehr unterschiedlichen Fluktuationen der Wind- und Sonnenenergie mit sehr unterschiedlichen Speicheranforderun-

gen ist es wichtig, bei der stärkeren Integration von erneuerbaren Energien auch die Solarenergie zu berücksichtigen.

Marktentwicklung

Das Marktpotential für die unterschiedlichen erneuerbaren Energieträger soll künftig anhand der von der kapverdischen

Regierung vorgesehenen Vorstudien evaluiert und quantitativ erfasst werden. Ziel ist es, einen Stromerzeugungsmarkt zu

schaffen, der auf erneuerbaren Energieträgern und entsprechenden Technologien beruht. Die notwendigen Investitionen

sollen überwiegend aus privater Hand erfolgen.

In den kommenden Jahren wird eine Diversifizierung des Sektors erwartet, unter Beteiligung von mehreren Unterneh-

mern und Fachleuten am Markt, sowohl im Bereich der Produktion als auch im Management der Nachfrage sowie der

Energieeffizienz, die einen wesentlichen Beitrag zur Wertschöpfung leisten werden.

Mit dem Übergang zu heimischen erneuerbaren Energieträgern unter Ersatz der Rohstoffe (aktuell Erdölerzeugnisse)

durch Technologie, Dienstleistungen und Innovation hat der Energiesektor das Potential, nicht nur den Energiebedarf

abzudecken, sondern auch einen Beitrag zur Entwicklung, zur Wertschöpfung und zur Ausfuhr von Dienstleistungen zu

leisten.

Innovation

100


Es wird angenommen, dass die verstärkte Nutzung von erneuerbaren Energien auf den Kap Verden erhebliche Investitio-

nen in Speichersysteme und eine Reaktion auf die steigende Nachfrage verlangen wird. Auf Basis der aktuellen Strategie

beinhaltet dies die synthetische Produktion von Methan unter Nutzung von Windenergie, Pumpspeicherwerke sowie die

koordinierte Abgabe an verschiedenen Verbrauchsstellen wie Wasserentsalzungsanlagen. Anhand dieser Projekte wird

Kap Verde in der Lage sein, den produzierten Überschuss zu nutzen, das Stromnetz zu stabilisieren und einen höheren

Anteil an erneuerbaren Energien in den verschiedenen Inselsystemen zu integrieren.173

Der Fall Kap Verde zeigt, dass die Ausführung von 100% erneuerbaren Energien in isolierten Systemen mit einem viel

höheren Ausmaß an Technologie und Investitionsplanung verbunden ist, als die gleiche Zielsetzung für miteinander ver-

bundene Regionen verlangen würde. Auch in dieser Hinsicht kann Kap Verde als Inselstaat eine Pionierrolle annehmen

und Anreiz für Innovation darstellen.

Pumpspeicher

El Hierro-Pumpspeicherkraftwerk: Kap Verde zeigt hohe Erwartungen hinsichtlich der Pumpspeicher anhand der Erfah-

rung des El Hierro-Projektes auf den Kanarischen Inseln. Das Projekt „El Hierro“ wurde im Jahr 2015 in Betrieb genom-

men und gilt als Referenz für die kapverdischen Energiebehörden.174

Höhere Anforderungen an das Stromversorgungssystem durch verstärkte Nachfrage

Vor allem auf Boa Vista ist ein starker Anstieg des Strombedarfs aufgrund des anwachsenden Tourismussektors anhand

der neuen und geplanten Investitionen zu erwarten, obwohl das Netz bereits wesentliche Probleme aufweist. Die Verwen-

dung von Akkus mit kurzen Zyklen könnte zur Netzstabilisierung beitragen.175

Stromversorgung abgelegener Regionen durch Mikronetze

Auf den Kap Verden werden PV-Anlagen in nicht-elektrifizierten Gebieten installiert. Kleine, abgelegene Inseln haben

wenige Möglichkeiten, erneuerbare Energien an das Stromnetz anzuschließen und in einigen Fällen, wie auf Fogo und

Brava, erschwert die Topographie die Entwicklung von Windkraftprojekten. Dementsprechend ist die Solarenergie eine

Lösung für die Elektrifizierung abgelegener Ortschaften, einschließlich des Ersatzes von Diesel durch Speicherbatterien in

der Koordination des Netzbetriebes, selbst wenn diese Variante mit höheren Kosten verbunden ist.

Stromverluste

Die Energieverluste auf den Kap Verden sind gravierend. Der Gesamtverlustfaktor der ELECTRA liegt bei 33% für die

acht Inseln, die das Unternehmen versorgt, was einen erheblichen wirtschaftlichen Verlust darstellt. Die Einführung von

Maßnahmen zur Lösung des Verlustproblems wäre somit von großem wirtschaftlichem Vorteil.

5.2. Marktbarrieren und Hemmnisse in den Bereichen Netzmanagement und Speicher-systeme

Die Herausforderungen und Hemmnisse des Energiesektors sind unumstritten. Im Energiesektor sind die Fähigkeiten

und Kompetenzen auf institutioneller Ebene stark eingeschränkt, insbesondere was die Regulierung anbelangt.

Einige Hemmnisse in Bezug auf die Energieeffizienz und Technologien zur Nutzung von erneuerbaren Energien sind in

Kap Verde ausgeprägt:

Mangel an Information

Korrekte Informationen erreichen nicht immer die Investoren, um über das Wissen zu verfügen, wann sich eine Techno-

logie als wettbewerbsfähig erweist. Das kommerzielle Potential der Energieeffizienz und der erneuerbaren Energietech-

nologien ist den Entscheidungsträgern nicht genug bekannt. Um diese Hürde zu umgehen, wären mehr Demonstrations-

173 Cabo Verde: 100% RE Project, ECREEE, November 2013 174 Vgl. Cape Verde, Pump Storage - Economic and Financial Simulations to Define the Public Private Strategy, S. 18 175 Vgl. Japan International Cooperation Agency (JICA), S. 400

101


und Förderungsmaßnahmen notwendig, um potentielle Investoren, Finanzierungsagenten, die lokale Verwaltung und die

Öffentlichkeit aufzuklären.

Makroökonomischer Ausgangspunkt

Die makroökonomische Situation lässt einen Rückgriff auf haushaltsbelastende Maßnahmen nicht zu. Das Haushalts-

und Zahlungsdefizit, das schwache Wirtschaftswachstum und die Unsicherheit der externen Bedingungen stellen Kap

Verde vor schwierige Rahmenbedingungen.

Angesichts der makroökonomischen Situation steht Kap Verde unter Überwachung des IWF und der Budgethilfegruppe

(„Grupo de Apoio Orçamental“ mit den Mitgliedern EU, Weltbank, Afrikanische Entwicklungsbank, Luxemburg, Portu-

gal und Spanien). Kap Verde darf kurzfristig keine weiteren Schulden aufnehmen und es wurden alle öffentlichen Investi-

tionen bis 2018 mit den Partnern vereinbart.

Finanzierung

Ein gewisser Mangel an Vertrautheit gegenüber den erneuerbaren Energien führt dazu, dass Investitionen in erneuerbare

Technologien als mit einem hohen Risikofaktor behaftet betrachtet werden. Folglich ist der Zugang zur Finanzierung

nicht nur erschwert, sondern auch mit relativ hohen Finanzierungskosten verbunden.

Allerdings – bedingt durch die erwähnten Anforderungen hinsichtlich der Tragfähigkeit der öffentlichen Schulden und

den damit verbundenen Auflagen – ist die Regierung nicht in der Lage, staatliche Garantien anzubieten, was den Finan-

zierungszugang und folglich die Beteiligung des privaten Sektors einschränkt.

Umstrukturierung des Produktionsmarktes

Auf der Seite der Nutzung von erneuerbaren Energien liegt die große Herausforderung darin, den Produktionsmarkt um-

zustrukturieren. Dazu muss der Rechtsrahmen entsprechend angepasst und der Kenntnisstand über das technische Po-

tential erhöht werden.

Mangel an Standards, Regeln und einer adäquaten Regulierung

Die fehlende oder inadäquate spezifische Regulierung oder die fehlende Harmonisierung beeinträchtigen die Durchdrin-

gung der neuen Technologien, da kein deutlicher Rahmen sowohl für Investoren als auch für eventuelle Kunden gegeben

ist. Eine Gesetzgebung mit entsprechenden deutlichen und redlichen Regeln könnte die Annahme von Energieeffizienz-

maßnahmen und die Durchdringung von erneuerbaren Energien antreiben.

Die Regeln bezüglich der Einspeisung können die Integration von erneuerbaren Energien einschränken. Trotz des Algo-

rithmus zur Verringerung der Anforderungen an die rotierende Reserve wird die Einspeisung auf den Kap Verden eigent-

lich auf eine 100%ige Deckung durch erneuerbare Energien eingestellt, mit einer rotierenden Reserve, die weit über den

empfohlenen 40 bis 70% bei extremer Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien liegt.

Darüber hinaus wird die Einspeisung nur einmal in der Woche berechnet auf der Grundlage einer wöchentlichen Prog-

nose der erneuerbaren Energieerzeugung und der Last der vorherigen vier Wochen, was erhebliche Fehler zulässt. Ferner

wird der technische Mindestwert von 50% für die thermische Leistung nicht angewandt. So sind die Wartsila-Motoren

immer auf eine Einspeisung über 8 MW eingestellt, was mehr als 70% der kW-Nennleistung entspricht.176

Geringere Nachfrage als erwartet

Wenn auch auf einigen Inseln eine höhere Nachfrage zu erwarten ist (z.B. Brava), betrug die Wachstumsrate der Stromer-

zeugung auf der Insel Santiago zwischen 2010 und 2015 durchschnittlich 3,7%, was hinter den in der GESTO-Studie von

2011 geschätzten Werten liegt. Die GESTO-Studie sah eine Gesamtstromerzeugung von 250 GWh in 2015 voraus, der tat-

sächliche Wert lag mit 212,9 GWh um 15% darunter, was das ursprünglich angenommene Potential an Durchdringung

von erneuerbaren Energien einschränkt.

176 Vgl. Cape Verde, Pump Storage - Economic and Financial Simulations to Define the Public Private Strategy, S. 17

102


Die geringere Energienachfrage wird mit der geringeren Nachfrage im Tourismussektor, welche auf die internationale

Krise zurückzuführen ist, in Zusammenhang gebracht. Die unsichere Lage in Nordafrika und in der Türkei haben ein er-

neutes Interesse für Kap Verde als touristisches Ziel geweckt. In der Hauptstadt Praia (Santiago) wurden u.a. die Bauar-

beiten zu einem Kasino und einer großen Hotelanlage in der Hafenregion (Bucht vor Gamboa) begonnen. In der Fünf-

Jahres-Planung prognostiziert die ELECTRA eine Wachstumsrate allein für Santiago von 5%.177

Unausgereifter Markt und Infrastrukturen

Der unausgereifte Markt und der Mangel an angemessenen Infrastrukturen sind ein großes Hindernis für die Durchdrin-

gung der erneuerbaren Energien in dem gegebenen Energiesystem. Ohne Öffnung und Transparenz des Marktes oder

geeigneten Infrastrukturen, die für das Vertrauen der Investoren und für das Investitionsklima begünstigend wären, ist

die Ausweitung der erneuerbaren Energien nicht möglich.

Umweltaspekte auf lokaler Ebene

Obwohl der Einsatz erneuerbarer Energien insgesamt positive Umweltauswirkungen hat, können auf lokaler Ebene nega-

tive Aspekte wahrgenommen werden, wie die Änderung des Landschaftsbildes oder die Bodennutzung. Dadurch kann auf

lokaler Ebene eine gewisse Resistenz gegen die Einführung von Projekten bestehen.

5.3. Wettbewerbssituation

Der kapverdische Markt ist ein junger Markt, was das Netzmanagement und die Energiespeichertechnologien anbelangt.

Damit verfügen deutsche Unternehmen über einen wesentlichen Informations- und Technologievorsprung. Ein zeitnaher

Markteintritt würde somit einen „First-mover-advantage“ mit sich bringen, der den entscheidenden Vorsprung gegen-

über Wettbewerbern sichern kann.

Der deutsche Markt kann sich zu einem Leit- und Referenzmarkt entwickeln. Das Siegel „Made in Germany“ erscheint

somit besonders attraktiv.

5.4. Chancen und Risiken für eine Markterschließung; Markt- und Absatzpotentiale für deutsche Unternehmen

Chancen ergeben sich aus den aktuellen Gegebenheiten und der notwendigen Umstrukturierung und Modernisierung des

Energiesektors und des Energiemarktes in Kap Verde, die umfangreiche Potentiale für alle Technologien bieten.

Erforderliche Förderung der Effizienz

Die schwache Befähigung der Institutionen im Energiesektor ist der Entwicklung und der Innovationspolitik nicht zuträg-

lich, was sich im Mangel an Anreizen für ein verbessertes und effizienteres Energiesystem widerspiegelt. Die vorgenom-

mene Energiepolitik bringt die Notwendigkeit der Befähigung der Institutionen in den Vordergrund.

Erforderliche Durchdringung von alternativen Energieträgern

Der Mangel an fossilen Brennstoffen auf den Kap Verden wird durch hervorragende Bedingungen für Solar- und Wind-

energie zu hohem Maße ausgeglichen. Trotz der vorteilhaften Voraussetzungen für erneuerbare Energien ist jedoch der

Kostenfaktor eine der größten Hürden, die die verstärkte Einführung der erneuerbaren Energien hemmt. Die Anfangsin-

vestitionen sind hoch und verursachen hohe finanzielle Kosten, was zu höheren Produktionskosten führt verglichen mit

der Produktion aus fossilen Brennstoffen. Allerdings eröffnet der technologische Fortschritt neue Perspektiven in der

Wettbewerbsfähigkeit der erneuerbaren Energieträger, insbesondere der Windenergie. Die erhöhte Durchdringung von

erneuerbaren Energieträgern erfordert wiederum ein effizientes Netzmanagement und stellt weitere Anforderungen an

Energiespeicherlösungen.

177 Vgl. Cape Verde, Pump Storage - Economic and Financial Simulations to Define the Public Private Strategy, S. 17

103


Steigende Nachfrage an Wasser

Die Wassernachfrage nimmt aufgrund des anwachsenden Tourismus und Bedarfs zu. Angesichts der notwendigen Was-

serentsalzung beruht eine der großen Herausforderungen des Energiesektors darin, dieser Nachfrage zu genügen. Auf-

grund der sehr geringen Niederschläge und des Mangels an Trinkwasser bedarf es stets an Energie, um der steigenden

Nachfrage nachzukommen. Kap Verde muss innovative Methoden zur Wasserentsalzung mit geringerem Energiever-

brauch finden und anwenden.

Erhöhte Mobilität der Menschen innerhalb des Landes

Angetrieben durch das Wirtschaftswachstum und die bessere Lebensqualität der Bevölkerung ist auch im Transportwe-

sen ein höherer Bedarf festzustellen. Die erhöhte Nachfrage, zusammen mit veralteten Transportmitteln führt zu einer

erheblichen Energieeffizienznachfrage des Transportwesens.

Zugang zu anderen Märkten in der Region

Die geographische Lage von Kap Verde und die bestehenden Geschäftsbedingungen bieten eine Chance für den Zugang

zu anderen Märkten in der Region, insbesondere in der Region ECOWAS.

5.5. Handlungsempfehlungen für deutsche Unternehmen für einen Markteinstieg

Für deutsche Unternehmen ergeben sich Vorteile sowohl aus niedrigen Marktbarrieren als auch aus der Fähigkeit, besser

als Wettbewerber bestehende hohe Barrieren zu umgehen. Die genannten Einflussfaktoren wirken unterschiedlich auf

verschiedene Technologien, weshalb an dieser Stelle keine allgemeingültigen Ergebnisse für alle Produkte und jede stra-

tegische Option gegeben werden kann. Es lassen sich aber einige Empfehlungen ableiten, welche für alle deutschen An-

bieter relevant sind und beim Markteintritt in Kap Verde beachtet werden sollten.

Aufgrund der nicht planbaren staatlichen Unterstützung für bestimmte Technologien ist es wichtig, dass ein Produkt

auch ohne staatliche Hilfe wettbewerbsfähig ist. Selbstverständlich sollten aufkommende Subventions- und Förderpro-

gramme genutzt werden. Die Erfahrung aus der Vergangenheit zeigt jedoch, dass die Vorbereitung auf kurzfristige Ände-

rungen solcher Programme eine gewisse Flexibilität verlangt.

Die Verkaufsargumentation sollte sich auf rationale Vorteile konzentrieren unter Hervorhebung der Kosteneinsparungen

sowie der Unabhängigkeit von Preisentwicklungen oder von der Verfügbarkeit staatlicher Unterstützung.

Es ist in jedem Fall ein langfristiges Engagement zu empfehlen, da zuerst Beziehungen aufgebaut und häufig neue techni-

sche Lösungen glaubhaft gemacht werden müssen. Bereits für die Planungsphase sollte genügend Zeit anberaumt wer-

den.

Hinsichtlich der hohen Bedeutung von langfristigen Beziehungen in Kap Verde ist eine Vorwärtsintegration wenig sinn-

voll. Empfehlenswert wäre die Suche nach einem im Markt aktiven Vertriebspartner (Importeur, Installateur, Großhänd-

ler), der schon über Beziehungen und Glaubhaftigkeit verfügt, um gemeinsam den Markteintritt durchzuführen. Für die

Partnersuche wäre es außerdem sinnvoll, einen erfahrenen Berater zu engagieren, der schon über Kontakte im Markt ver-

fügt und ein Unternehmen bzw. eine Technologie glaubhaft und direkt bei den Entscheidungsträgern vorstellen kann.

Aufgrund des schwierigen Zugangs zu Krediten können deutsche Unternehmen Zugang zu Finanzierungslösungen bieten.

Dies wäre eine deutliche Differenzierung zu anderen Marktteilnehmern und ein schwer zu kopierender Wettbewerbsvor-

teil. Es ist möglich, seine Absatzchancen durch ein solches Angebot zu erhöhen. Das Angebot flexibler Zahlungsmodalitä-

ten hätte ebenfalls einen positiven, aber etwas schwächeren Effekt.

Im Allgemeinen werden günstige Lösungen größere Chancen haben als teure, selbst wenn der Preis durch Qualität ge-

rechtfertigt werden kann. Es ist eine Prüfung zu empfehlen, inwieweit die eigene Preisstrategie an das kapverdische Um-

feld angepasst werden kann.

104


Auch die Durchführung von Kommunikationsarbeit sollte wenigstens geprüft werden, da eine gute Kommunikation die

Verringerung des gefühlt hohen Kaufrisikos neuer Lösungen bei den Endkunden bringen kann. Eine gute Möglichkeit

wäre der Einsatz von Multiplikatoren wie z.B. Spezialisten aus dem Vertriebskanal, um Mund-zu-Mund-Marketing zu

aktivieren. Im Vordergrund sollte aber immer das rationale Nutzenversprechen stehen.

105


6. Schlussbetrachtung

Aufgrund der breiten Entwicklungsmöglichkeiten kann der kapverdische Markt für deutsche Anbieter von Technologien

und Produkten in den Bereichen Netzmanagement und Energiespeichersysteme äußerst attraktiv sein. Um die Ergeb-

nisse dieser Zielmarktanalyse zusammenzufassen und die Chancen und Hemmnisse für Technologien in diesen beiden

Bereichen aufzuzeigen, werden abschließend in einer SWOT-Analyse – aus Sicht der deutschen Unternehmen – die Stär-

ken, Schwächen, Chancen und Risiken präsentiert.

Strenghts (Stärken)

Wie bereits dargestellt, handelt es sich auf den Kap Verden um einen relativ jungen Markt. Dieser Umstand führt dazu,

dass deutsche Unternehmen über einen Informations- und Technologievorsprung verfügen. Der deutsche Markt kann

sich zu einem Leit- und Referenzmarkt entwickeln und das Siegel „Made in Germany“ erscheint somit besonders attrak-

tiv. Weitere Wettbewerbsvorteile lassen sich im Bereich der Finanzierung identifizieren. Aufgrund der gegenwärtigen

Wirtschaftssituation bestehen in Kap Verde Kapitaleinschränkungen, so dass Unternehmen, die individuelle Finanzie-

rungsmodelle unterstützten können, einen beträchtlichen Vorteil haben.

Weaknesses (Schwächen)

Typisch für den Eintritt in einen fremden Markt ist stets, dass sich ein Unternehmen in ein weitgehend unbekanntes Um-

feld begibt. Auch Kap Verde und der kapverdische Markt bringen Besonderheiten mit sich, die berücksichtigt werden

müssen und gänzlich unterschiedliche Rahmenbedingungen darstellen. Diese Unterschiede betreffen nicht nur die Spra-

che, sondern auch die gesamte Kultur und nationalen Gepflogenheiten. Ebenso fehlen vor Ort die direkten Kontakte zu

Entscheidungsträgern, Kunden wie auch Vertriebsstrukturen. Auch gilt es zu bedenken, dass es sich in Kap Verde um

einen sehr kleinen Markt handelt, der das absolute Volumen des potentiellen Absatzes begrenzt erscheinen lässt.

Opportunities (Chancen)

Die in Kap Verde vorzufindenden externen Rahmenbedingungen offenbaren zahlreiche Möglichkeiten für Lösungen in

den Bereichen Netzmanagement und Energiespeichersysteme. Das Ziel eines effizienteren Stromversorgungssystems mit

einer verstärkten Integration von erneuerbaren Energien stellt eine sehr hohe treibende Kraft dar. So gibt es verschiedene

Programme, die Anreize setzen und Vorlagen erstellen, damit dieses Hauptziel und weitere, mit diesem zusammenhän-

genden Ziele verwirklicht werden. Ausländische Unterstützung, sei es in technischen Belangen oder in der Grundlagen-

schaffung von rechtlichen und normativen Branchenstrukturen, sind dabei sehr willkommen. Gerade deutsche Anbieter

und ihre Technologien genießen auf den Kap Verden einen hervorragenden Ruf.

Das Timing spielt eine wichtige Rolle, da derzeit auf Kap Verde wichtige Grundlagen (u.a. mit der Unterstützung der GIZ)

geschaffen werden. Ein durch GIZ 2016 abgeschlossenes Projekt hatte zum Ziel, u.a. einen entsprechenden GRID-Code

zu erstellen, der der Regierung bereits zur Verfügung gestellt wurde. Dieser soll kurz- bis mittelfristig implementiert wer-

den. Ein zeitnaher Markteintritt würde somit einen „First-mover advantage“ mit sich bringen, der den entscheidenden

Vorsprung gegenüber den Wettbewerbern sichern kann.

Die Ziele hinsichtlich der Energieeffizienz und der verstärkten Nutzung von erneuerbaren Energien, die mit dem Netz-

management und den Lösungen zur Energiespeicherung verbunden sind, werden ebenfalls von anderen Staaten der Re-

gion verfolgt. Die Lösungen, die auf den Kap Verden angewandt werden, können auf andere Inselstaaten oder auf die Re-

gion ECOWAS übertragen werden. Eine Präsenz deutscher Unternehmen auf den Kap Verden könnte somit das Sprung-

brett zu einem Markt darstellen, der erheblich größer ist. Schon heute werden die auf den Kap Verden errichteten Pilot-

projekte von Delegationen aus ganz Afrika besucht und besichtigt.

Threats (Risiken)

Die gesamtwirtschaftliche Situation von Kap Verde führt dazu, dass jede staatliche Maßnahme negative Auswirkungen

auf den Staatshaushalt ausübt und somit auch die staatliche Investitionskapazität beschränkt wird. Obwohl in 2016 die

Regierung gewechselt hat, ist ein Richtungswechsel in der Energiepolitik jedoch nicht zu erwarten. Kap Verde ist, was die

Energie anbelangt, stark von fossilen Brennstoffen abhängig, mit den entsprechenden Folgen für die Leistungsbilanz.

106


Aufgrund verschiedener Faktoren ist Kap Verde den Schwankungen der globalen Konjunktur stark unterworfen. Selbst-

verständlich hat diese volkswirtschaftliche Situation auch Auswirkungen auf die Unternehmen. Sie führt dazu, dass Letz-

tere Probleme bei der Finanzierung von Projekten haben, so dass die Investitionskosten oftmals eine hohe prohibitive

Hürde darstellen. Auch hier ist der Planungshorizont bestenfalls mittelfristig, was zur Folge hat, dass Investitionen eine

schnelle Amortisation aufweisen müssen.

Tabelle 22: SWOT-Analyse des kapverdischen Marktes aus der Perspektive deutscher Unternehmen

Stärken (Strenghts)

Informations- und Technologievorsprung, Deutsch-

land als Leitmarkt

Umfangreiche Erfahrung in Bereichen, die Einspa-

rungspotentiale aufweisen

Qualitätssiegel „Made in Germany“

Ggf. Wettbewerbsvorteile durch eigene Finanzie-

rungsmodelle

Schwächen (Weaknesses)

Unwissenheit über die regionalen Bedingungen

(Kultur/Sprache/Gepflogenheiten)

Anpassung an örtliche Gegebenheiten und Ansprüche

Keine Vertriebsstruktur, fehlende Kontakte vor Ort

Kleiner Markt

Kurze ROI-Erwartung und Preisdruck

Erfahrung, Wissen, Mittel

Fehlende Marktkenntnis

Chancen (Opportunities)

Steigerung der Energieeffizienz und Durchdringung

der erneuerbaren Energien

Energieunabhängigkeit und Versorgungssicherheit

Steigende Energienachfrage, Kostendruck durch

Ölimporte und Versorgungsdruck

Fördermöglichkeiten

ESCOs zur Finanzierung der Projekte

„First-mover advantage“

Ausweitung auf andere Märkte; ECOWAS und SIDS

können eingesetzte Lösungen anwenden

Risiken (Threats)

Heranwachsen eines lokalen Wettbewerbs

Wirtschaftliche Gesamtsituation; Staatsschulden

Globale wirtschaftliche Konjunktur, auf welche Kap

Verde stark anfällig ist

Wahlen in 2016

Investitionskosten als prohibitive Hürde

Anreize für Investitionen

Wirtschaftspolitische Unsicherheit

Quelle: Eigene Darstellung

Die „Exportinitiative Energie“ verfolgt das Ziel, die Probleme, die unter Schwächen summiert sind, zu beseitigen und Lö-

sungen zu finden. Um dies zu gewährleisten, steht die AHK Portugal den teilnehmenden Unternehmen in allen Phasen

eines Projektes als beratende Ansprechpartnerin zur Seite. Im Rahmen der vorliegenden Zielmarktanalyse werden um-

fangreiche Informationen zur Verfügung gestellt, welche einen ersten Überblick über die Besonderheiten und die Bedin-

gungen des kapverdischen Marktes geben sollen. Den teilnehmenden Unternehmen wird also die Möglichkeit geboten,

ihr jeweiliges technisches Know-how mit dem landesspezifischen Wissen der AHK zu kombinieren und somit den ersten

Schritt eines erfolgreichen Markteinstieges zu tätigen.

Alles in allem zeigt sich also, dass sowohl deutliche Chancen und großes Potential, aber auch nicht zu vernachlässigende

Hemmnisse und Risiken bestehen. Aus unserer Sicht ist es jedoch möglich, die Hemmnisse zu überwinden. Die Gründe

hierfür sind sowohl die betriebswirtschaftliche Sinnhaftigkeit der Investitionen als auch die politische Absicht und die

europäischen Forderungen, diese Investitionen und das mit ihnen verbundene Potential zu realisieren.

107


7. Zielgruppenanalyse

Die Kap Verden bieten eine breite Spanne von kurz- bis mittelfristigen Geschäftsmöglichkeiten in diversen Einzelberei-

chen an. Grundlage dafür ist, dass die neuen Aktionspläne einen neuen strategischen Startpunkt und Ziele im Bereich der

Energieeffizienz und der erneuerbaren Energien vorgeben, die branchen- und technologieübergreifend angegangen wer-

den müssen.

Somit sollte die Zielgruppe für deutsche Anbieter auch sehr diversifiziert aufgestellt sein. Dazu gehören alle Technologie-

oder Dienstleistungsanbieter, die den oben aufgezeigten branchenspezifischen Herausforderungen Lösungsansätze er-

möglichen, wie z.B. Hersteller und/oder Spezialisten von Anlagen und entsprechenden Anlagenteilen in den Bereichen

der Solar- (PV und Thermie) und Windenergie (mit relativ geringer ROI-Laufzeit), insbesondere kleine bis sehr kleine

netzunabhängige Anlagen, Anbieter von Peripherietechnologie für effizientes Netzmanagement, Anbieter von Speicher-

möglichkeiten in jeglicher Form, Anbieter von effizienter Beleuchtung, Anbieter von Energiemanagementsystemen,

Dienstleistungsunternehmen in den Bereichen erneuerbare Energien und Klimatechnik und weitere.

Was die Finanzierung angeht, so wird lokalen Unternehmen Kreativität und das Knüpfen von internationalen Partner-

schaften nahegelegt. Vor Ort sollen finanzielle Incentive-Mechanismen durch nationale Banken aufgestellt werden, sei es

über die gesamten Investitionssummen oder in Partnerschaft mit weiteren internationalen Finanzinstituten.

Die Umsetzung der Strategie erfordert ebenfalls eine starke öffentlich-private Zusammenarbeit mit der Entwicklung eines

echten Marktes für Energiedienstleistungen und der Förderung sowie Zertifizierung von Energiedienstleistungsunterneh-

men (ESCOs). Die ESCOs sollen die Hauptrolle bei der Ausführung der Maßnahmen übernehmen.

108


7.1. Branchenübergreifende Marktakteure

7.1.1. Staatliche Institutionen

ADEI – Agência para o Desenvolvimento Empresarial e Inovação

(Agentur für Unternehmensentwicklung und Innovation)

Adresse Plateau

Praia

Cabo Verde

Tel: (+238) 9196396

Fax: (+238) 2616042


Website: www.adei.cv

Firmenbeschreibung: Die Agentur ist eine juristische Person öffentlichen Rechts mit dem Ziel, die Wettbewerbsfähigkeit

und die Entwicklung von Mikrounternehmen und KMU in Übereinstimmung mit der Regierungs-

politik zu fördern.

ARE – Agência de Regulação Económica

(Wirtschaftsregulierungsbehörde)

Adresse Av Cidade Lisboa

Praia

Santiago

Cabo Verde

Tel: (+238) 260 04 24

Fax: (+238) 260 04 24


Website: http://www.are.cv

Firmenbeschreibung: Die Wirtschaftsregulierungsbehörde wurde durch das Gesetz-Dekret Nr. 26/2003 vom 25. August

2003 eingeführt und begann ihre Tätigkeit am 12. Februar 2004. Die Gründung der Agentur er-

folgte im Rahmen der Reformen des Finanzsektors und der Infrastrukturen. Wie in der Verfassung

der Republik Kap Verde in der Fassung von 1992 verankert ist, unterliegt es dem Staat, den Markt

sowie die Wirtschafts- und Finanzaktivitäten zu regulieren.

CVTI – Cabo Verde TradeInvest

(Staatliche Investitionsförderagentur)

Adresse Rotunda da Cruz de Papa, 5

C.P. 89-C Achada Santo António

Praia

Santiago

Cabo Verde

Tel: (+238) 2604110/11

Fax: (+238) 2621488


Website: http://www.cvinvest.cv

Firmenbeschreibung: Agentur öffentlichen Rechts zur Förderung von Investitionen und Exporten mit dem Ziel, nationale

und ausländische Projekte zu unterstützen.

CERMI – Centre of Renewable Energy and Industrial Maintenance of Cabo Verde

(Ausbildungszentrum für erneuerbare Energien und industrielle Instandhaltung)

Adresse Palmarejo Grande, ao pé da Central de Electra

CP 344 Praia

Santiago

Cabo Verde

Tel: (+238) 2627410

Fax: (+238) 3338235


Website: http://www.cermi-cv.net/


http://www.adei.cv/


http://www.are.cv/


http://www.cvinvest.cv/


http://www.cermi-cv.net/

109


Firmenbeschreibung: Das Ausbildungszentrum wurde am 10. März 2015 festlich eigeweiht. Die Einrichtung des CERMI

beabsichtigt den Aufbau von Kapazitäten in unterschiedlichen Technologien auf dem Gebiet erneu-

erbarer Energien, wie beispielsweise Solarthermie, Photovoltaik, Windkraft, sowie in der Wartung

und Energieeffizienz.

DNEIC – Direção Nacional de Energia, Indústria e Comércio

(Nationaldirektion für Energie, Industrie und Handel)

Adresse Achada St. Antonio

Rua do Funchal nº 2, cx postal nº 15

Praia

Cape Verde

Tel: (+238) 260 48 00

Fax: (+238) 262 31 54


Website: http://www.mtide.gov.cv/index.php

Firmenbeschreibung: Die DNEIC ist eine Unterinstanz des Ministeriums für Wirtschaft und Beschäftigung und ist u.a.

als ausführende Behörde für die Entwicklung und Vorstellung von Strategien, Regelungen und für

die Koordination der Ausführung der Politiken und Richtlinien der Regierung im Bereich Energie

zuständig.

ECREEE – ECOWAS Regional Centre for Renewable Energy and Energy Efficiency

(ECOWAS Regionales Zentrum für erneuerbare Energien und Energieeffizienz)

Adresse Achada Santo Antonio

Electra Building, 2nd floor

C.P. 288, Praia

Cape Verde

Tel: (+238) 2604630/ 2624608

Fax: (+238) 2624614


Website: http://www.ecreee.org

Firmenbeschreibung: In den letzten Jahren unternahm die Kommission der ECOWAS verschiedene Maßnahmen, um die

erneuerbaren Energien und die Energieeffizienz in ihre regionalen Aktivitäten und Politiken einzu-

beziehen. Die Erfahrung der EU zeigte, dass die regionale Integration die Annahme und Umset-

zung von Politiken und Fördermaßnahmen auf dem Gebiet der erneuerbaren Energien und der

Energieeffizienz auf nationaler Ebene erleichtern würde.

Auf der ECOWAS Konferenz für Frieden und Sicherheit in 2007 in Burkina Faso wurde die Erklä-

rung von Ouagadougou angenommen, die den Bedarf der Etablierung eines regionalen Zentrums

zur Förderung der Energieeffizienz und der erneuerbaren Energien zum Ausdruck brachte. Die

Verordnung c/REG.23/11/08 stellt die rechtliche Grundlage für das ECREEE. Sitz des Zentrums ist

Praia, die Hauptstadt von Kap Verde.

MAA – Ministério da Agricultura e Ambiente

(Ministerium für Agrarwirtschaft und Umwelt)

Adresse Rua Visconde S. Januário – Ponta Belém

CP 115 Praia

Santiago

Cabo Verde

Tel: (+238) 261 1455

Fax: (+238) 261 1454


Website: http://www.governo.cv

Firmenbeschreibung: Der Aufgabenbereich des Ministeriums umfasst u.a. Planung, Studie, Projektvorschläge, Durchfüh-

rung und Umsetzung der sektoralen Politik in Sachen Agrarwirtschaft und Umwelt.

MDR – Ministério de Desenvolvimento Rural

(Ministerium für ländliche Entwicklung)

Adresse Cidade da Praia

Santiago

Cabo Verde

Tel: (+238) 261 5713

Fax: (+238) 261 4054


http://www.mtide.gov.cv/index.php


http://www.ecreee.org/


http://www.governo.cv/

110



Website: http://www.mdr.gov.cv

Firmenbeschreibung: Zuständig für die Produktion von Biomasse.

MEE – Ministério da Economia e Emprego

(Ministerium für Wirtschaft und Beschäftigung)

Adresse Cidade da Praia

Rua do Funchal Nr. 2

Achada de Sto. António – Praia

Cabo Verde

Tel: (+238) 260 48 00

Fax: (+238) 262 31 54


Website: http://www.governo.cv

Firmenbeschreibung: Nach dem Leitbild des Ministeriums besteht seine Aufgabe u.a. in der Formulierung, Umsetzung

und Überwachung von innovativen Wirtschaftspolitiken, die das nachhaltige Wirtschaftswachstum

und die Wettbewerbsfähigkeit des Landes auf der Welt verfolgen.

7.1.2. Forschungseinrichtungen / Universitäten

LEC – Laboratório de Engenharia Civil de Cabo Verde

(Labor für Bauingenieurwesen)

Adresse Tira Chapeu-Zona Industrial

Praia, Santiago

C.P Nº 111ª

Cabo Verde

Tel: (+238) 2627271

Fax: (+238) 2627266


Website: http://www.lec.cv/

Firmenbeschreibung: Das Labor wurde in 1992 gegründet. Seine Aufgaben sind die Durchführung, Koordinierung und

Förderung der wissenschaftlichen Forschung und der technischen Entwicklung im Sinne der Be-

währung der Verfahrensweisen und des technologischen Fortschrittes. Arbeitsfeld sind vor allem

die öffentlichen Bauvorhaben, der Wohnungs- und Städtebau, Umweltfragen, Baustoffe, Kompo-

nenten und andere Bauprodukte. Auch die Qualitätszertifizierung von Baumaterialien und die Un-

terstützung der offiziellen Behörden in der Qualitätskontrolle von Bauprojekten mit besonderem

Interesse für Kap Verde liegen im Aufgabenbereich des LEC.

Universidade de Cabo Verde

(Universität von Kap Verde)

Adresse Reitoria da Universidade de Cabo Verde – Uni CV

Praça António Lereno

Praia

Cabo Verde

Tel: (+238) 3340200

Fax: (+238) 2612660


Website: http://www.unicv.edu.cv

Firmenbeschreibung: Die Universität von Kap Verde ist eine öffentliche Hochschuleinrichtung mit Sitz in Praia. Sie

wurde im Jahr 2006 durch den Zusammenschluss zweier Hochschulen, die Hochschule für Bil-

dung in Praia, und die Hochschule für Ingenieurwesen und Meereswissenschaften in Mindelo, ge-

gründet. Im Jahr 2007 schloss sich eine dritte Hochschule, das Nationale Institut für landwirt-

schaftliche Forschung und Entwicklung mit Sitz in São Jorge dos Orgãos, der Universität an.


http://www.mdr.gov.cv/


http://www.governo.cv/


http://www.lec.cv/


http://www.unicv.edu.cv/

111


Escola de Negócios e Tecnologias de Cabo Verde

(Business School und Technologieschule)

Adresse Rua Pedro Duarte s/n, Prainha, Cidade da Praia

Ilha de S. Tiago

Cabo Verde

Tel: (+238) 261 7280

Fax: (+238) 989 9033 E-Mail: [email protected]

Website: http://www.magensinus.cv

Firmenbeschreibung: Berufsschule zur Ausbildung von Fachkräften nach dem dualen System.

7.1.3. Energieversorgung / -vertrieb

Águas de Ponta Preta

Adresse Urbanizaçao de Ponta Preta.

Técnica plot. CP 124.

Santa Maria-Ilha do Sal

Cabo Verde

Tel: (+238) 242 1712

Fax: Keine Angaben

E-Mail: Online-Kontaktformular auf Website

Website: http://www.aguaspontapreta.cv

Firmenbeschreibung: Águas de Ponta Preta wurde im Jahr 2000 gegründet und befindet sich in Santa Maria auf der In-

sel Sal. Ihre Aufgabe besteht in der Grundversorgung mit Energie und Wasser und in der Abwas-

serentsorgung der Hotelgegend von Ponta Preta, im Sinne der Entwicklung des Tourismus auf die-

sem Teil der Insel.

AEB – Águas e Energia da Boavista

Adresse Câmara Municipal

Largo de Santa Isabel – Sal Rei

Ilha da Boa Vista

Cabo Verde

Tel: (+238) 2512000

Fax: (+238) 2512002


Website: http://www.municipiodaboavista.cv/servicos/agua-e-energia

Firmenbeschreibung: Auf der Grundlage von Konzessionsprotokollen und Abkommen zwischen der kapverdischen Re-

gierung und der Electra, SA hat das Unternehmen Águas e Energia da Boa Vista (AEB) das Mono-

pol der Produktion und des Vertriebs von Wasser und Energie auf der Insel Boa Vista. AEB produ-

ziert und versorgt sowohl Hotels wie auch die Bevölkerung mit Wasser und Energie mit Ausnahme

der Ortschaften Bofareira und Povoação Velha, für deren Versorgung die Gemeindeverwaltung zu-

ständig ist.

Cabeólica, S.A.

Adresse Edifício BAICenter

Avenida Cidade de Lisboa, 2º andar esq.

Praia

Cabo Verde

Tel: (+238) 2602260

Fax: (+238) 2512002


Website: www.cabeolica.com

Firmenbeschreibung: Kapverdisches Referenzunternehmen im Bereich der Windkraft. Cabeólica betreibt 4 Windparks,

die auf vier Inseln verteilt sind: auf der Insel Santiago (9,3 MW Kapazität), Boa Vista (2,5 MW Ka-

pazität), Sal (7,6 MW Kapazität) und S. Vicente (5,9 MW Kapazität).


http://www.magensinus.cv/

http://www.aguaspontapreta.cv/


http://www.municipiodaboavista.cv/servicos/agua-e-energia


http://www.cabeolica.com/

112


Electra, S.A.

Adresse Av. Dr. Baltazar Lopes da Silva, Nr. 10

São Vicente

Cabo Verde

Tel: (+238) 2303030

Fax: (+238) 2324446


Website: www.electra.cv

Firmenbeschreibung: Produktion und Vertrieb von Elektrizität. Die Electra besitzt das Monopol des Stromvertriebes in

Kap Verde mit Ausnahme der Insel Boa Vista.

NEDCABO

Adresse Largo Patote, 1 - Fazenda

Praia

Cabo Verde

Tel: (+238) 9566326

Fax: Keine Angaben


Website: http://www.nedcabo.com

Firmenbeschreibung: Unternehmen im Bereich der Solarenergie, in den Niederlanden und auf den Kap Verden tätig.

7.1.4. Branchenverbände

ADECO – Associação para a Defesa do Consumidor

(Verbraucherverband)

Adresse Av. Prof. Alberto Leite, nº 11

Mindelo – São Vicente

Cabo Verde

Tel: (+238) 2327033

Fax: Keine Angaben


Website: https://adecocv.wordpress.com

Firmenbeschreibung: Verbraucherverband mit Hauptsitz in Mindelo, São Vicente und Delegationen auf anderen Inseln.

Associação Caboverdiana de Empresas de Construção

(Kapverdischer Verband der Bauunternehmen)

Adresse Achada de Santo António

Praia

Cabo Verde

Tel: (+238) 2626044

Fax: Keine Angaben


Website: Keine Angaben

Firmenbeschreibung: Kapverdischer Verband der Bauunternehmen.

Câmara de Comércio, Indústria e Serviços de Sotavento (CCISS)

(Industrie- und Handelskammer der südlichen „Sotavento“-Inseln, Maio, Santiago, Fogo und Brava)

Adresse Avenida OUA, 39

Achada de Santo António

Praia, Ilha de Santiago

Cabo Verde

Tel: (+238) 261 5352

Fax: (+238) 261 7234


Website: http://www.cciss.cv

Firmenbeschreibung: Private, gemeinnützige Institution mit dem Hauptziel der Belebung des Binnen- und Außenhandels.


http://www.electra.cv/


http://www.nedcabo.com/


https://adecocv.wordpress.com/


http://www.cciss.cv/

113


Câmara de Comércio do Norte de Cabo Verde (CCB – Câmara de Comércio do Barlavento)

(Industrie- und Handelskammer der „Barlavento“-Inseln, Santo Antão, São Vicente, Santa Luzia, São Nicolau, Sal e Boa Vista)

Adresse Mindelo, São Vicente

Cabo Verde

Tel: (+238) 232 8495

Fax: Online-Kontaktformular auf Website


Website: http://www.becv.org/

Firmenbeschreibung: Die Unternehmensvereinigung geht auf das Jahr 1918 zurück, als der Verband für Handel, Indust-

rie und Landwirtschaft des Sotavento gegründet wurde. Die CCB versucht, die Bedingungen für die

Ausübung unternehmerischer Aktivitäten und das Wirtschaftspotential der Region zu fördern und

zu nutzen.

7.1.5. Beratungsunternehmen

BTOC – Cabo Verde

Adresse Av. da China

Praia

Cabo Verde

Tel: (+238) 260 11 56

Fax: (+238) 262 82 71


Website: http://www.btoc.com.pt/pt/btoc-mundo/cabo-verde/

Firmenbeschreibung: Unternehmensberatung im Bereich Finanzinformation als Entscheidungsunterstützung.

Leaderconsulting

Adresse Pavilhão Districave - Achada Grande Frente

Praia

Cabo Verde

Tel: Keine Angaben

Fax: Keine Angaben


Website: www.leaderconsulting.info

Firmenbeschreibung: Consulting und Berufsbildung.

MundiServiços – Companhia Portuguesa de Serviços e Gestão, Lda

Adresse Largo Europa, nº 12 – Bloco E, 3º esq. – Achada de Santo António

Praia

Cabo Verde

Tel: (+238) 2621446

Fax: (+238) 2622474


Website: www.mundiservicos.pt

Firmenbeschreibung: Portugiesische Unternehmensgruppe mit dem Tätigkeitsbereich Management-Consulting für öf-

fentliche und private Unternehmen sowie für Berufsbildung.

PD Consultorias, S.A.


Praia

Cabo Verde

Tel: (+238) 2629902

Fax: Keine Angaben


Website: www.pdconsult.cv

Firmenbeschreibung: Studien und Unternehmensberatung.


http://www.becv.org/


http://www.btoc.com.pt/pt/btoc-mundo/cabo-verde/


http://www.leaderconsulting.info/


http://www.mundiservicos.pt/


http://www.pdconsult.cv/

114


7.1.6. Banken

BAI – Banco Angolano de Investimento Cabo Verde, S.A.

Adresse BAICenter

Av. Cidade de Lisboa - Chã d’Areia

Praia

Cabo Verde

Tel: (+238) 2602300

Fax: Keine Angaben


Website: www.bancobai.cv

Firmenbeschreibung: Seit 2008 kapverdianische Niederlassung der privaten angolanischen Bank, Schwerpunkt liegt auf

aktivem Geschäft mit Einzelkunden und Bereitstellung von Krediten und Lösungen für KMUs.

Banco Comercial do Atlântico

Adresse Praça Alexandre Albuquerque – Plateau

Praia

Cabo Verde

Tel: (+238) 2600941/2600951/2608506

Fax: (+238) 2613668


Website: www.bca.cv

Firmenbeschreibung: Kapverdianische Bank, bestehend seit 1993 mit 23 Zweigstellen auf den neun Inseln Kap Verdes,

die in 2000 Geldautomaten und Bankkarten einführte und für die Hälfte dieser zuständig ist. Banco Interatlântico

Adresse Av. Cidade de Lisboa

Praia

Cabo Verde

Tel: (+238) 2614008/2603684

Fax: (+238) 2614253


Website: http://www.bi.cv

Firmenbeschreibung: Kapverdianische Bank, die seit 1998 besteht, Zweigstellen auf vier Inseln führt und zu 70% von der

portugiesischen Bank CaixaGeral de Depositos gehalten wird.

Caixa Económica de Cabo Verde


Praia

Cabo Verde

Tel: (+238) 2603600

Fax: (+238) 2615560


Website: http://www.caixa.cv

Firmenbeschreibung: Die seit 1928 bestehende kapverdianische Bank ist eine der ältesten auf Kap Verde mit Zweigstellen

auf allen neun Inseln.

Ecobank Cape Verde


Praia

Cabo Verde

Tel: (+238) 2603660

Fax: (+238) 2618250


Website: www.ecobank.com

Firmenbeschreibung: Kapverdianische Niederlassung der afrikanischen Bank Ecobank Transnational Incorporated seit

2004.


http://www.bancobai.cv/


http://www.bca.cv/


http://www.bi.cv/


http://www.caixa.cv/


http://www.ecobank.com/

115


Novo Banco, S.A.

Adresse Edifício Santo António – Achada de Santo António

Praia

Cabo Verde

Tel: (+238) 2602070

Fax: (+238) 2620742

E-Mail: Keine Angaben

Website: www.novobanco.cv

Firmenbeschreibung: Seit 2010 kapverdianische Niederlassung der portugiesischen privaten Handelsbank Novo Banco.

7.2. Branchenspezifische Marktakteure

7.2.1. Bauunternehmen und Architekturbüros

ADAC, Arquitetura Design Construção, Lda

Adresse Rua nho Mozart, nº 6 dto.

Praia

Cabo Verde

Tel: (+238) 2616991

Fax: Keine Angaben

E-Mail: becv@becv-org

Website: www.adclda.com

Firmenbeschreibung: Architekturbüro, Planung und Bau.

Carlos Hamelberg, Arquitetura e Urbanismo

Adresse Rua Cesário Lacerda, nº 13 – Plateau

Praia

Cabo Verde

Tel: (+238) 9371341

Fax: (+238) 3564397


Website: www.hamelberg.com

Firmenbeschreibung: Architektur und Stadtplanung.

Carlos Veiga Empresa de Construção

Adresse Estrada de Tira Chapéu

Praia

Cabo Verde

Tel: (+238) 2627555

Fax: (+238) 2627874


Website: http://cvl.cv/

Firmenbeschreibung: Bauunternehmen, Vertrieb von Baustoffen.

Cesar Freitas Arquitetos, Lda

Adresse Rua da Embaixada de Espanha, nº 7, r/c – Achada de Santo António

Praia

Cabo Verde

Tel: (+238) 2601190

Fax: (+238) 2601191


Website: www.cesarfreitas.com

Firmenbeschreibung: Architekturbüro.

http://www.novobanco.cv/

mailto:becv@becv-org

http://www.adclda.com/


http://www.hamelberg.com/

http://cvl.cv/


http://www.cesarfreitas.com/

116


Comercial Cofricave, Lda

Adresse Palmarejo

Praia

Cabo Verde

Tel: (+238) 2635535

Fax: (+238) 2635536



Firmenbeschreibung: Bauunternehmen, Infrastrukturen und Baumarkt, in Kap Verde und Ghana tätig.

Empreitel Figueiredo, SA

Adresse Rau Cidade Díli, nº 12ª, r/c – Achada de Santo António

Praia

Cabo Verde

Tel: (+238) 2633864

Fax: (+238) 2633660



Firmenbeschreibung: Hoch- und Tiefbau.

ENGEDUC – Engenharia e Educação

Adresse Achada de S. Filipe

Praia

Cabo Verde

Tel: (+238) 2613204

Fax: Keine Angaben



Firmenbeschreibung: Ingenieurbüro, Bildung.

Grupo Sanjose

Adresse C/Rosalía de Castro

44 36001 Pontevedra

Spanien

Tel: (+34) 986 86 64 64

Fax: Keine Angaben


Website: http://www.grupo-sanjose.com/pt

Firmenbeschreibung: Spanische Bauunternehmensgruppe, die auch auf den Kap Verden tätig ist. Momentan am Hotel-

bau Dunas Beach Resort & Spa auf der Insel Sal beteiligt.

JMP – Arquitetura, Urbanismo e Engenharia, Lda

Adresse Rua Guiné Bissau, nº 1, 1º dto

Mindelo

Cabo Verde

Tel: (+238) 2300725

Fax: Keine Angaben



Firmenbeschreibung: Ingenieurbüro, Bauunternehmen.

S & B – Semedo & Brito, Lda

Adresse Achada Grande

Santiago

Cabo Verde

Tel: (+238) 2634046

Fax: (+238) 2634046

E-Mail: s&[email protected]


Firmenbeschreibung: Hoch- und Tiefbau, Baumarkt.





http://www.grupo-sanjose.com/pt

mailto:s&[email protected]

117


SGL – Sociedade de Construções

Adresse Achada Santo Antonio

Praia

Cabo Verde

Tel: (+238) 2626383

Fax: Keine Angaben



Firmenbeschreibung: Bauunternehmen aus 100%igem kapverdischem Kapital, am Bau des neuen Hotels Hilton auf der

Insel Sal beteiligt.

TECNICIL – Sociedade de Imobiliária e Construções, S.A.


Praia

Cabo Verde

Tel: (+238) 2623600/2623498

Fax: (+238) 2623605


Website: www.tecnicil.com

Firmenbeschreibung: Erschließungsvorhaben, Immobilien, Infrastrukturen, Hochbau.

Veigalves – Construção civil

Adresse Tira Chapéu

Praia

Cabo Verde

Tel: (+238) 2629104

Fax: Keine Angaben



Firmenbeschreibung: Bauunternehmen.

7.2.2. Energiedienstleistungsunternehmen (ESCOs)

EASA, Lda – Energia Águas e Sistemas de Automatização

Adresse Av, da China – Tira-Chapéu

Praia

Cabo Verde

Tel: (+238) 2628286

Fax: Keine Angaben



Firmenbeschreibung: Alternative und erneuerbare Energien.

GTek, Lda

Adresse Cidadela

Praia

Cabo Verde

Tel: (+238) 2617683

Fax: Keine Angaben


Website: http://www.gtek.cv

Firmenbeschreibung: Beratung & Projektdesign, Projektmanagement, Anlagetechnik und Instandhaltung im Bereich der

Energieeffizienz und erneuerbaren Energien.


http://www.tecnicil.com/



http://www.gtek.cv/

118


Indutech

Adresse Zona Industrial de Tira Chapéu - Palmarejo

Praia

Cabo Verde

Tel: (+238) 2629853/4/5

Fax: (+238) 2629099 E-Mail: [email protected]

Website: http://www.indutechlda.com

Firmenbeschreibung: Die Firma führt Projekte für Netzwerke, Klimatisierung, Telekommunikationen und Strom aus.

Lobosolar CV – Energias Renováveis, S.A.

Adresse Zona Industrial do Tira-Chapéu

Praia

Cabo Verde

Tel: (+238) 2627274

Fax: Keine Angaben


Website: http://www.lobosolar.com

Firmenbeschreibung: Entwicklung, Vermarktung und Umsetzung von Photovoltaiklösungen, insbesondere für Mikropro-

duktions-, Off-Grid-Systeme und solarbetriebene Wasserpumpsysteme.

7.2.3. Weitere Unternehmen auf dem kapverdischen Energiemarkt

Elseg – Electricidade e Segurança, Lda.

Adresse Av. Cidade Lisboa, Plateau Praia CP 346

Praia

Santiago

Cabo Verde Tel: (+238) 261 44 01

Fax: (+238) 261 44 01



Firmenbeschreibung: Keine Angaben

ELECTRIC, Lda. Gabinete de estudos, projetos e obras de electricidade

Adresse Avenida Alberto Leite

606 Mindelo

São Vicente

Cape Verde

Tel: (+238) 238 9945546; 00 238 2300560; 00 238 2313634

Fax: Keine Angaben




Erhtec – Hidráulica e Energias Renováveis

Adresse Rabil

Sal Rei

Boa Vista

Cabo Verde

Tel: (+238) 251 19 48 / 49

Fax: Keine Angaben





http://www.indutechlda.com/


http://www.lobosolar.com/



119


Eseti – Empresa de Serviços de Electricidade Lda.

Adresse Telha

Rua Padre Gesualdo Telha

Tarrafal São Nicolau

Cabo Verde

Tel: (+238) 2361586

Fax: (+238) 2361576




Miko – Técnica Electricidade e Electrónica

Adresse Pedra Badejo

Santiago

Cabo Verde

Tel: (+238) 269 21 70

Fax: Keine Angaben




MTCV Cabo Verde

Adresse Bau von Infrastrukturen

Zona Industrial Achada Grande Trás, Lote 8,

CP 264, Praia

Santiago

Cabo Verde

Tel: (+238) 262 7570

Fax: (+238) 262 8759


Website: http://www.mtcv.cv


Qualitecnica, Lda.

Adresse Avenida Che Guevara, No. 43 R/C

Fazenda – Praia

Santiago

Cabo Verde

Tel: (+238) 261 3907

Fax: Keine Angaben




SEFI – Sociedade de Electricidade e Frio Industrial, SARL

Adresse Zona Industrial-Chã Monte Sossego

São Vicente

Cabo Verde

Tel: (+238) 232 6119

Fax: Keine Angaben






http://www.mtcv.cv/

120


7.3. Messen

FIAER – Feira Internacional do Ambiente e Energias Renováveis

FIAER 2016 - Technology for a green Africa

Träger: MTIDE, ECREEE

Veranstalter: CCISS, FIC

Ort: Praia (Santiago), Cabo Verde

Termin: 11. - 13. Februar 2016

Turnus: Messe fand 2016 erstmalig statt; noch kein Folgetermin veröffentlicht.

Adresse: Praia

Cabo Verde

Tel: Keine Angaben

Fax: (+238) 2617235


Website: http://www.fic.cv

Firmenbeschreibung: Die 1. Internationale Fachmesse für Umwelt und erneuerbare Energien (FIAER 2016) erweist sich

als eine innovative und zukunftsweisende Veranstaltung in Kap Verde und zielt darauf ab, den Sek-

tor der erneuerbaren Energien vorantreiben. Mit etwa 60 nationalen und ausländischen Ausstel-

lern wird insgesamt eine große internationale Beteiligung erwartet. Beteiligt sind schwerpunktmä-

ßig Teilnehmer aus der Wirtschaftsgemeinschaft der westafrikanischen Staaten (ECOWAS), aber

auch viele weitere Aussteller aus Nord- und Südamerika, Europa und Asien.

FIC, S.A. – Feiras e Eventos Empresariais

Adresse Laginha

Mindelo

Cabo Verde

Tel: (+238) 2321822

Fax: Keine Angaben


Website: www.fic.cv

Firmenbeschreibung: Organisiert sektorspezifische und sektorübergreifende Messen auf nationaler und internationaler

Ebene sowie andere Veranstaltungen für Unternehmen.


http://www.fic.cv/


http://www.fic.cv/

121


8. Tabellenverzeichnis

Tabelle 1: Entwicklung der Handelsbilanz................................................................................................................................. 21

Tabelle 2: Global Competitiveness Index – Kap Verde: Ein Vergleich .................................................................................... 25

Tabelle 3: Bruttoenergieverbrauch nach Energieträger auf Kap Verde 2010-2013 ............................................................... 32

Tabelle 4: Stromerzeugung in Kap Verde 2010-2013 ...............................................................................................................33

Tabelle 5: Stromproduktion in 2015 (MWh) .............................................................................................................................33

Tabelle 6: Gesamtangebot an Sekundärenergie nach Energieträger auf Kap Verde 2010-2013 ........................................... 34

Tabelle 7: Eigenverbrauch der Elektrizitätswerke auf Kap Verde, inkl. Wasserpumpsystem 2010-2013 ............................. 35

Tabelle 8: Verluste in der Stromverteilung Kap Verdes 2010-2013 ......................................................................................... 35

Tabelle 9: Angebot und Nachfrage von Energie pro Insel (2015)............................................................................................. 37

Tabelle 10: Vergleich der Energienachfrage auf den neun Inseln Kap Verdes ....................................................................... 39

Tabelle 11: Strompreise für ELECTRA (gültig seit dem 16. Dezember 2016) ......................................................................... 40

Tabelle 12: Verluste der ELECTRA pro Insel (2015) (Abweichungen durch Auf- und Abrunden) ........................................ 41

Tabelle 13: Cabeólica – Schlüsselindikatoren 2015 und 2014 ................................................................................................. 44

Tabelle 14: Wichtigste Regelungsbereiche aus dem Gesetz 1/2011 vom 3. Januar 2011 auf Kap Verde ................................45

Tabelle 15: Ausgewiesene Kapazitäten in den Entwicklungszonen für Windenergie (PESER, 2011) .................................... 47

Tabelle 16: Ausgewiesene Kapazitäten in den Entwicklungszonen für Solarenergie (PESER, 2011) .................................... 48

Tabelle 17: Monatliche Stromproduktion der Solaranlage von Sal (2015) ............................................................................. 60

Tabelle 18: Monatliche Stromproduktion der Solaranlage von Santiago (2015) .....................................................................65

Tabelle 19: Kraftstoffkosten in der Stromproduktion pro Insel (in Euro/kWh) .................................................................... 69

Tabelle 20: Wesentliche Merkmale der PSW-Projekte (GESTO 2011) .................................................................................... 75

Tabelle 21: Kostenschätzungen (in Mio. Euro) .......................................................................................................................... 76

Tabelle 22: SWOT-Analyse des kapverdischen Marktes aus der Perspektive deutscher Unternehmen .............................. 106

122


9. Abbildungsverzeichnis

Abbildung 1: Sektorenspezifische Verteilung des kapverdischen BIP, Angaben von 2015 (in %) .......................................... 18

Abbildung 2: Entwicklung der Arbeitslosenquote 2005-2015 (in %) ..................................................................................... 22

Abbildung 3: Charakterisierung der Erwerbstätigen auf Kap Verde in 2015 ......................................................................... 23

Abbildung 4: Charakterisierung der Erwerbstätigen in der informellen Wirtschaft auf Kap Verde in 2015 ........................ 24

Abbildung 5: Kap Verde – eine geostrategische Lage ............................................................................................................... 27

Abbildung 6: Vergleich der Energieintensität des BIP afrikanischer Inselstaaten in 2013 (in kg RÖE/1.000 USD) .......... 32

Abbildung 7: Vergleich des Energieverbrauchs pro Kopf afrikanischer Inselstaaten in 2013 (in kg RÖE/Kopf) ................ 32

Abbildung 8: Bruttoenergieverbrauch nach Anteil der Energieträger auf Kap Verde 2013 (in %) ....................................... 34

Abbildung 9: Verteilung des Angebots an Sekundärenergie nach Energieträger auf Kap Verde in 2013 (in %) .................. 34

Abbildung 10: Anteile des Sekundärenergieverbrauchs nach Sektoren auf Kap Verde in 2013 (in %) ................................. 36

Abbildung 11: Verteilung des Energieverbrauchs in Privathaushalten auf Kap Verde in 2013 (in %) .................................. 36

Abbildung 12: Erzeugte Energie pro Insel in 2015 [in MWh] .................................................................................................. 38

Abbildung 13: Erzeugte Energie pro Monat und Energieträger in MWh (Daten für 2015) ................................................... 39

Abbildung 14: Stromverkauf nach Kundenart in MWh (2015) ............................................................................................... 40

Abbildung 15: Kap Verde – Potential an Windenergie (PESER, 2011) ................................................................................... 46

Abbildung 16: Entwicklungszonen für Windenergie (PESER, 2011) ...................................................................................... 46

Abbildung 17: Mittlere Sonneneinstrahlung (Gesto, 2011) (Radiação Global: Gesamtsonneneinstrahlung) ........................ 47

Abbildung 18: Entwicklungszonen für Solarenergie (PESER, 2011) ....................................................................................... 48

Abbildung 19: Reservierte Zonen für die Entwicklung der erneuerbaren Energien auf den Kap Verden ............................ 49

Abbildung 20: Erzeugte Energie von ELECTRA auf Santo Antão pro Monat und Energieträger in MWh (2015) ............... 55

Abbildung 21: Erzeugte Energie (ELECTRA) auf São Vicente pro Monat und Energieträger in MWh (2015) .....................56

Abbildung 22: Erzeugte Energie auf São Nicolau pro Monat und Energieträger in MWh (2015) ......................................... 57

Abbildung 23: Erzeugte Energie auf Sal pro Monat und Energieträger in MWh (2015) ....................................................... 58

Abbildung 24: Erzeugte Energie auf Boa Vista pro Monat und Energieträger in MWh (2015) ............................................. 61

Abbildung 25: Erzeugte Energie auf Maio pro Monat in MWh (2015) ................................................................................... 62

123


Abbildung 26: Erzeugte Energie auf Santiago pro Monat und Energieträger in MWh (Daten für 2015) ............................. 63

Abbildung 27: Energieproduktion auf Maio pro Monat in MWh (Daten für 2015) ................................................................65

Abbildung 28: Energieproduktion auf Brava pro Monat in MWh (Daten für 2015) .............................................................. 66

Abbildung 29: Monte Trigo – Aufwärtstrend der produzierten Energie (PV-Anlage) und der Stromnachfrage ................. 68

124


10. Quellenverzeichnis

10.1. Experteninterviews & Kontakte

Benrós, Emilio: Direktor, Lobosolar

Borges, Óscar: Nationaldirektor für Energie, Industrie und Handel, Ministerium für Wirtschaft und Beschäftigung

Canuto, Paulo: CEO, Lobosolar

Cruz, Adriano: Generalsekretär, Industrie- und Handelskammer Barlavento

Delgado, Jansénio: Renewables Energy Specialist, ECREEE (Zentrum für erneuerbare Energien und Energieeffizienz der

ECOWAS-Region)

Fortes, Antão: CEO, Windparkbetreiber Cabeólica

Levy, Nuno: Administrator, Cape Verde TradeInvest

Neves, José-Luis: Generalsekretär, Industrie- und Handelskammer Sotavento

Oliveria, Mário: Servicedirektor für Energie, Nationaldirektion für Energie, Industrie und Handel

Pauly, Christian: Managing Partner, GTek

Pujol, Damiá: CEO, Energie- und Wasserversorger Águas de Ponta Preta-APP

Teixeira, Luis: Präsident, CERMI (Zentrum für erneuerbare Energien und Industrielle Wartung)

10.2. Publikationen und Vorträge

2016 Ibrahim Index of African Governance, A Decade of African Governance 2006-2015, Mo Ibrahim Foundation, Octo-

ber 2016

2016 Index of Economic Freedom, World Heritage Foundation

Adaptation Fund: Adaptation Fund Board Project and Programme Review Committee, 15th Meeting, 7.-8. Oktober 2014,

Proposal for Cabo Verde

African Development Bank & Africa Development Fund, Cape Verde - A Success Story, Nov 2012

African Economic Outlook 2016, Sustainable Cities and Structural Transformation, AfDB, OECD, UNDP

Amtsblatt Kap Verde, Gesetz 1/2011 vom 3. Januar 2011

Amtsblatt Kap Verde, Gesetz 26/VIII/2013 vom 21. Januar 2013

Amtsblatt Kap Verde, Gesetz 38/2013 vom 2. Oktober 2013

125


Amtsblatt Kap Verde, Gesetz 61/2015 vom 15. Oktober 2015

BCV - Jahresbericht 2015, Cidade da Praia 2016

Cabeólica Jahresbericht 2015

Cabo Verde: 100% RE Project, ECREEE, November 2013

Câmara de Comércio Indústria e Turismo Potugal Cabo Verde 2016

Cape Verde - A Success Story, African Development Bank & Afrika Development Fund, November 2012

Cape Verde, Pump Storage - Economic and Financial Simulations to Define the Public Private Strategy, Inception Report,

Technical Assistance Facility for the SE4ALL Initiative – West and Central Africa, Juni 2016

Economic Partnership Agreement with West Africa - Facts and Figures, European Commission, DG Trade, September

2015

EU/Kap Verde erweitern besondere Partnerschaft, Expresso das Ilhas, Mai 2015

Europäische Gemeinschaft, Abkommen von Cotonou, 2000

EuropeAid/134038/C/SER/Multi – Technical Assistance SE4All for Cape Verde, Inception Report, Juni 2016

Gesetz Nr. 28/VIII/2013 vom 10 April, Amtsblatt der Republik Kap Verde, Serie I, Nr. 19

Global Environment Facility: Evaluation of the GEF Special Climate Change Fund SCCF, Approach Paper, 31. Mai 2011

Global Environment Facility: GEF Programming on Adaptation to Climate Change, Oktober 2014

Green Climate Fund: Engaging with the Green Climate Fund, November 2015

Green Climate Fund: Insight - An introduction to GCF, Juni 2016

Grundlagebericht für Kap Verde, Koordinationsgruppe EnEff und EE, November 2014

IMF Cabo Verde Selected Issues, November 2016

IMF Staff Report for the 2016 Article IV Consultation, November 2016

Internetseite der ELECTRA SARL

IWF, Landesbericht 2014

Kap Verde - Rechtliche Bedingungen für den Marktzugang, AICEP, Set 2014

Kap Verde Datenblatt, aicep Portugal Global, November 2016

Kap Verde Internationales Geschäftszentrum, Steuervorteile bei Investitionen

National Indicative Programme 2014-2020, GTAI

126


Neue Strom- und Wassertarife für Electra und AEB, Wirtschaftsregulierungsbehörde ARE - Agância de Regulação

Económica, 13. Oktober 2016

Novo Banco, Cabo Verde, International Support Kit of Opportunities, Oktober 2015

People and Corruption: Africa Survey 2015, Transparency International, 2015

Projektbogen des SESAM-ER-Projektes

Rahmenübereinkommen der Vereinten Nationen über Klimaänderungen, Artikel 11 (1)

Regierungsprogramm IX. Legislatur, Republik Kap Verde, Mai 2016

REN 21, Bericht über die Situation der EE & EEff in der Region ECOWAS, UNIDO, ECREEE, 2014

SE4ALL Forum, ECOWAS, Regional Sustainable Energy Policies 2015

Statistisches Amt Kap Verde, Statistisches Jahrbuch 2015

The Global Competitiveness Report 2016-2017, World Economic Forum, 2016

The Study of Information Collection and Verification Survey for Renewable Energy Introduction and Grid Stabilization in

the Republic of Cabo Verde Draft Final Report, Japan International Cooperation Agency JICA, August 2016

USAID West Africa Trade and Investment Hub

Volkszählung 2010, Statistisches Amt Kap Verde

Williams, Mariama 2016: Gender and Climate Change Financing: Coming out of the margin, Routledge IAFFE Advances

in Feminist Economics

Worldwide Governance Indicators, The World Bank Group

WTTC, Travel & Tourism Economic Impact 2015 Cape Verde

10.3. Internetquellen

Adaptation Fund: About the Adaptation Fund, 2015

https://www.adaptation-fund.org/about/, abgerufen am 13.02.2017

Adaptation Fund: Document Summary, 2015

https://www.adaptation-fund.org/generic/parties-designated-authorities/, abgerufen am 13.02.2017

Adaptation Fund: South-South Cooperation Grants, 2015

https://www.adaptation-fund.org/readiness/readiness-grants/south-south-cooperation-grants/, abgerufen am

13.02.2017

https://www.adaptation-fund.org/about/

https://www.adaptation-fund.org/generic/parties-designated-authorities/

https://www.adaptation-fund.org/readiness/readiness-grants/south-south-cooperation-grants/

127


Adaptation Fund: The Adaptation Fund Surpasses $100 Million Fundraising Target at COP19, 2015

https://www.adaptation-fund.org/the-adaptation-fund-surpasses-100-million-fundraising-target-at-cop19/,

aufgerufen am 13.02.2017

AFC: AFC accredited as a partnering institution to the Green Climate Fund, Juli 2015

http://www.africafc.org/News-Events/News-Press-Releases/AFC-accredited-as-a-partnering-Institution-to-

the.aspx, abgerufen am 13.02.2017

AfDB: AfDB receives Green Climate Fund accreditation to increase low-carbon and climate-resilient development in Af-

rica, März 2016

https://www.afdb.org/en/news-and-events/article/afdb-receives-green-climate-fund-accreditation-to-increase-

low-carbon-and-climate-resilient-development-in-africa-15461/, abgerufen am 13.02.2017

AfDB: Sustainable Energy Fund for Africa, 2017

https://www.afdb.org/en/topics-and-sectors/initiatives-partnerships/sustainable-energy-fund-for-africa/, abge-

rufen am 14.02.2017

AfDB: Eligibility and Conditions for Project Preparation Grant Requests

https://www.afdb.org/fileadmin/uploads/afdb/Documents/Generic-Documents/Conditions_for_PPG_Re-

quests_-_09_2014.pdf, abgerufen am 14.02.2017

Alpha Kaloga: Briefing on the 27th Meeting of the Adaptation Fund Board, Germanwatch, März 2016

http://af-network.org/download/8252.pdf, abgerufen am 01.02.2017

APP: Home

http://aguaspontapreta.cv/, abgerufen am 17.02.2017

ARE: Home

http://www.are.cv/index.php, abgerufen am 17.07.2017

Cabo Verde Info: A e B - Águas e Energia da Boa Vista, 2015

http://www.caboverde-info.com/Economia-Moderna/Empresas/A-e-B-Aguas-e-Energia-da-Boa-Vista, abgerufen

am 17.07.2017

Cabeólica: Home (2017)

http://www.cabeolica.com/site1/, abgerufen am 01.02.2017

Climate Funds Update: Special Climate Change Fund, Oktober 2016

http://www.climatefundsupdate.org/listing/special-climate-change-fund, aufgerufen am 13.02.2017

Diário de Notícias: Investimento estrangeiro cai, mas o das empresas alemãs disparou (2015), 16.02.2015

http://www.dn.pt/inicio/economia/interior.aspx?content_id=4403037&seccao=Dinheiro%20Vivo, abgerufen am

07.09.2015

Electra: Home

http://www.electra.cv/, abgerufen am 17.02.2017

EU-AITF: Who we are

http://www.eu-africa-infrastructure-tf.net/about/aitf%20who%20we%20are.htm, abgerufen am 14.02.2017

https://www.adaptation-fund.org/the-adaptation-fund-surpasses-100-million-fundraising-target-at-cop19/

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